| Номер в госреестре | 62016-15 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой на западном участке Нивагальского нефтяного месторождения в районе подстанции 35/6 "Куст-938" |
| Изготовитель | ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг", г.Уфа |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на западном участке Нивагальского нефтяного месторождения в районе подстанции 35/6 «Куст-938» (далее -СИКНС) предназначена для измерения массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры.
СИКНС состоит из 1 рабочей и 1 контрольно-резервной измерительных линий (далее - ИЛ), на каждой из которых установлены:
- расходомеры массовые Promass 83F (Госреестр № 15201-11);
- датчики давления Метран-150TG (Госреестр № 32854-13).
На входном коллекторе СИКНС установлен термопреобразователь сопротивления W-H-12 (Госреестр № 59883-15) в комплекте с преобразователем измерительным PR серии 5 (Госреестр № 51059-12).
СОИ СИКНС включает:
- контроллеры измерительные Floboss S600+ (Госреестр № 57563-14) (далее -контроллеры);
- барьеры искрозащиты Z787 (Госреестр № 22152-07);
- АРМ оператора СИКНС.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение массы сырой нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;
- определение массы нетто сырой нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры сырой нефти;
- контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- КМХ рабочего и контрольно-резервного СРМ по передвижной ПУ;
- автоматический и ручной отбор проб по ГОСТ 2517-2012;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий.
Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | NGI FLOW.dll | LinuxBinary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | 06.09е |
| Цифровой идентификатор ПО | 92B3B72D | 0259 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 | CRC-16 |
| Другие идентификационные данные | ПО АРМ оператора СИКНС | ПО Floboss S600+ |
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | сырая нефть |
| Избыточное давление сырой нефти на входе СИКНС, МПа | от 2,7 до 3,35 |
| Температура сырой нефти, °С | от 5 до 40 |
| Массовый расход сырой нефти через СИКНС, т/ч | от 186,5 до 305,3 |
| Физико-химические свойства сырой нефти: - плотность в рабочих условиях, кг/м3 - объемная доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа, %, не более - кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с (сСт) - плотность обезвоженной нефти при 20 °С, кг/м | от 820 до 890 5 1 15700 отсутствует 12 от 836 до 861 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти, % | ±0,35 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Условия эксплуатации СИ СИКНС: - температура окружающей среды, °С в блок-боксе в помещении операторной - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от 18 до 25 от 18 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц | 380±10 %, трехфазное 220±10 %, однофазное 50±0,5 |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 25 |
| Г абаритные размеры блок-бокса, мм, не более | 12000x5000x3700 |
| Масса блок-бокса, кг, не более | 16000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
наносится на титульный лист паспорта типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 3
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на западном участке Нивагальского нефтяного месторождения в районе подстанции 35/6 «Куст-938», зав. №362 | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на западном участке Нивагальского нефтяного месторождения в районе подстанции 35/6 «Куст-938». Паспорт | 1 экз. |
| МП 211-30151-2015 ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на западном участке Нивагальского нефтяного месторождения в районе подстанции 35/6 «куст-938». Методика поверки | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 211-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на западном участке Нивагальского нефтяного месторождения в районе подстанции 35/6 «Куст-938». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 20 июля 2015 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0.9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В).
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений количества и параметров нефти сырой на западном участке Нивагальского нефтяного месторождения в районе подстанции 35/6 «КУСТ-938», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 179-111-01.00328-2015.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на западном участке Нивагальского нефтяного месторождения в районе подстанции 35/6 «Куст-938»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
2. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
3. Техническая документация ООО «НПП «Нефтегазинжиниринг»
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 18.11.2024 |
