Государственный реестр средств измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз", 75858-19

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Карточка СИ
Номер в госреестре 75858-19
Наименование СИ Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
Изготовитель ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара
Год регистрации 2019
МПИ (интервал между поверками) 1 год
Описание типа скачать
Методика поверки скачать

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.

Описание

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - ПР). Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.

Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора СИКНС, блока фильтров (далее

- БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), выходного коллектора СИКНС и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.

На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

-    датчик давления Метран-150ТС (регистрационный № 32854-13);

-    манометр для местной индикации давления.

БФ состоит из рабочей и резервной линий, на каждой установлены следующие СИ и технические средства:

-    датчик давления Метран-150СБ (регистрационный № 32854-13);

-    фильтр;

-    два манометра для местной индикации давления.

БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

-    счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-10);

-    термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);

-    датчик давления Метран-150ТС (регистрационный № 32854-13);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.

БИК выполняет функции оперативного контроля параметров сырой нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

-    два влагомера нефти микроволновых МВН-1 (регистрационный № 63973-16);

-    расходомер ультразвуковой UFM 3030 (регистрационный № 48218-11);

-    термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);

-    датчик давления Метран-150ТО (регистрационный № 32854-13);

-    манометры и термометр для местной индикации давления и температуры;

-    два датчика давления Метран-150СБ (регистрационный № 32854-13);

-    два фильтра;

-    два пробоотборника нефти «Стандарт-А»;

-    пробоотборник нефти «Стандарт-Р»;

-    место для подсоединения плотномера;

-    место для подсоединения УОСГ-100;

-    место для подсоединения пикнометрической установки.

На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:

-    датчик давления Метран-150ТО (регистрационный № 32854-13);

-    термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-09), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);

-    автоматическое измерение массы сырой нефти (т);

-    автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды в сырой нефти (%);

-    поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;

-    КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;

-    автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («:OCTOPUS-L») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.

К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -«Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.

ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС

Идентификационные данные (признаки)

Значение

АРМ оператора

ИВК

Идентификационное наименование ПО

«Rate АРМ оператора УУН»

Formula.o

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.3.1.1

6.10

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

B6D270DB

24821CE6

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC-32

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений:

-    массового расхода, т/ч

-    объемного расхода в режиме ДНС, м /ч

от 40 до 360 от 50 до 400

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %, не более

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером при содержании воды в сырой нефти:

-    от 0 до 5 %, %, не более

-    от 5 до 6 %, %, не более

±0,35

±0,4

Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в лаборатории при содержании воды в сырой нефти:

-    от 0 до 5 %, %, не более

-    от 5 до 6 %, %, не более

±0,54

±0,63

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть сырая

Температура измеряемой среды, °С

от +20 до +60

Давление измеряемой среды, МПа

от 1,2 до 5,0

Плотность измеряемой среды при стандартных условиях, кг/м3

от 879,0 до 884,4

Вязкость измеряемой среды кинематическая, сСт, не более

19,5

Массовая доля воды, %, не более

6

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

от 4,8 до 5,8

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,004

Массовая доля парафина, %, не более

6

Содержание свободного газа

отсутствует

Продолжение таблицы 3

Наименование характеристики

Значение

Электропитание, В/Гц

трехфазное; 380/50, 220/50

Средний срок службы, лет, не менее

10

Наработка на отказ, ч

20 000

Режим работы СИКНС

непрерывный

Г абаритные размеры (Длина х Ширина х Высота), мм

8890х6272х4580

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», зав. № 14031

1 шт.

Инструкция по эксплуатации СИКНС

-

1 экз.

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0346-19 МП

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0346-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 12.04.2019г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

Допускается применение средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Масса нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения

ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2017.27816.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского ООО «РН-Юганскнефтегаз» месторождения

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости

Зарегистрировано поверок 4
Поверителей 1
Актуальность данных 06.11.2024
Номер в ГРСИ РФ:
75858-19
Производитель / заявитель:
ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара
Год регистрации:
2019
Похожие СИ
92460-24
92460-24
2024
Открытое акционерное общество "Минский механический завод имени С. И. Вавилова - управляющая компания холдинга "БелОМО" (ОАО "ММЗ имени С. И. Вавилова - управляющая компания холдинга "БелОМО"), Республика Беларусь
Срок действия реестра: 19.01.2027
93681-24
93681-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "Ланамедика" (ООО "Ланамедика"), г. Санкт-Петербург
Срок действия реестра: 02.11.2029
93682-24
93682-24
2024
Beijing Brighty Instrument Co., Ltd, Китай
Срок действия реестра: 02.11.2029
93683-24
93683-24
2024
Beijing Brighty Instrument Co., Ltd, Китай
Срок действия реестра: 02.11.2029
93684-24
93684-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "Диджитал Медикэл Оперейшнс" (ООО "ДМО"), г. Москва
Срок действия реестра: 02.11.2029
93685-24
93685-24
2024
Акционерное общество "Силд Эйр Каустик" (АО "Силд Эйр Каустик"), г. Волгоград
Срок действия реестра: 02.11.2029
93686-24
93686-24
2024
Shanghai Huace Navigation Technology Ltd, Китай
Срок действия реестра: 02.11.2029
93688-24
93688-24
2024
Techik Instrument (Shanghai) Co., Ltd, КНР
Срок действия реестра: 02.11.2029
93689-24
93689-24
2024
Qinghai Measuring & Cutting Tools Co., Ltd, КНР
Срок действия реестра: 02.11.2029
93693-24
93693-24
2024
Федеральное бюджетное учреждение "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Омской области" (ФБУ "Омский ЦСМ"), г. Омск
Срок действия реестра: 02.11.2029