57728-14: Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения предназначена для автоматизированного определения количества и параметров нефти сырой, подготовленной на установке предварительного сброса воды при ее перекачке на центральный пункт сдачи нефти ЦППН № 3 ОАО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Основные данные
Госреестр № 57728-14
Наименование Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2014
Методика поверки МП 63-30151-2013
Межповерочный интервал 1 год
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (На серию или на партию) E
Дата протокола Приказ 1003 п. 09 от 25.06.2014
Производитель / Заявитель

ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", г.Ноябрьск

 Россия 

Скачать

57728-14: Описание типа СИ
79.8 КБ Скачать

Применение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения предназначена для автоматизированного определения количества и параметров нефти сырой, подготовленной на установке предварительного сброса воды при ее перекачке на центральный пункт сдачи нефти ЦППН № 3 ОАО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Подробное описание

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения (далее- СИКНС) реализует прямой метод динамических измерений массы нефти сырой в трубопроводе по ГОСТ Р 8.615-2005 с помощью массовых преобразователей расхода (далее - МПР). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, влагосодержания.

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.

В состав СИКНС входят:

-    входной (Ду 150 с переходом на Ду 80) и выходной (Ду 80 с переходом на Ду 150) коллекторы;

-    блок измерительных линий (далее - БИЛ), две рабочие измерительные линии (Ду 80), одна контрольно-резервная измерительная линия (Ду 80);

-    блок контроля параметров нефти (далее - БКН);

-    система обработки информации;

-    блок фильтров ( далее - БФ);

-    щелевое пробозаборное устройство с лубрикатором;

-    автоматический пробоотборник;

-    диспергатор для ручного отбора проб;

-    узел подключения передвижной поверочной установки;

-    узел подключения рабочего влагомера;

-    узел подключения плотномера.

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массы и массового расхода нефти сырой, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры и давления нефти сырой;

-    дистанционное и местное измерение температуры и давления нефти сырой;

-    автоматический контроль метрологических характеристик рабочего МПР по контрольно-резервному МПР;

-    защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;

-    ручной и автоматический отбор объединенной пробы;

-    регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;

-    защита системной информации от несанкционированного доступа.

ПО

Программное обеспечение (далее - ПО ) СИКНС (комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)) обеспечивает реализацию функций СИКНС. ПО СИКНС разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО СИКНС. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).

Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разграничением прав пользователей, разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Таблица 1

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой

идентификатор

ПО

(контрольная

сумма)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

ПО

ИВК

«Октопус-Л»

Прикладное ПО

V.3.07

B6D270DB

CRC 32

Цифровые идентификаторы

ПО СИКНС

приведены в

свидетельстве о

метрологической аттестации программного обеспечения (программы).

ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем разграничения прав доступа (четырёх уровневая система доступа и система паролей). Доступ к метрологически значимой части ПО СИКНС для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКНС обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКНС имеет уровень защиты «С», в соответствии с МИ 3286-2010.

Перечень средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС, должен соответствовать Таблице 2

Таблица 2

п/п

Наименование СИ

Количество

Госреестр

Блок измерительных линий

Изме]

рительная линия №1

1

Счетчик расходомер массовый кориолисовый Rotamass мод. RCCS 39.

1

27054-09

Изме]

рительная линия №2

1

Счетчик расходомер массовый кориолисовый Rotamass мод. RCCS 39.

1

27054-09

Контрольно-резервная линия

п/п

Наименование СИ

Количество

Госреестр

1

Счетчик расходомер массовый кориолисовый Rotamass мод. RCCS 39.

1

27054-09

Выходной коллектор БИЛ

1

Датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ».

1

22235-08

2

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820».

1

32460-06

Блок измерения качества

1

Влагомер поточный УДВН-1пм2

1

14557-10

2

Счетчик турбинный НОРД-М-40

1

5638-02

5

Пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р»

1

-

6

Пробоотборник автоматический «Стандарт-А»

1

-

Выходной коллектор БКН

1

Датчик давления «Метран-100-Ex-ДИ».

1

22235-08

2

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820».

1

32460-06

СОИ

1

Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)

1

43239-09

3

АРМ оператора

1

-

Технические данные

Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКНС приведены в таблице 3.

Таблица 3

Наименование

СИКНС

Рабочая среда

нефть сырая по ГОСТ Р 8.615-2005

Диапазон измерения массового расхода нефти сырой через БИЛ по каждой измерительной линии, т/ч

от 10 до 185

Диапазон измерения избыточного давления нефти сырой, МПа

от 0,3 до 2,0

Диапазон измерения температуры нефти, °С

от 5 до 50

Режим работы СИКНС

непрерывный

Физико-химические свойства нефти:

-    плотность, кг/м3

-    обезвоженной нефти при 20 °С

-    сырой нефти

-    вязкость кинематическая при 20 °С, мм/с

-    массовая доля воды, %, не более

-    массовая доля механических примесей, г/м3, не более

-    концентрация хлористых солей, г/м3, не более

-    объемная доля свободного газа, %

от 780 до 840 от 810 до 950 от 6,0 до 7,8 10,0 500 100 отсутствует

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС измерений массы (массового расхода) сырой нефти, %, не более

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС измерений массы (массового расхода) нетто сырой нефти при измерении содержания объемной доли воды в сырой нефти с помощью поточного влагомера в диапазоне от 0 % до 10 %, %, не более

±0,35

Наименование

СИКНС

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС измерений массы (массового расхода) нетто сырой нефти при измерении содержания объемной доли воды в сырой нефти в химикоаналитической лаборатории,%:

- при содержании объемной долы воды в сырой нефти от 0 % до 5 %, не более

±0,6

- при содержании объемной долы воды в сырой нефти от 5 % до 10 %, не более,

±1,2

Условия эксплуатации СИКНС: -температура окружающей среды, °С в месте установки СИ БИК, БИЛ, СОИ

от 10 до 30

в месте установки БФ

от минус 40 до 38

-относительная влажность, %

от 30 до 80

-атмосферное давление, кПа

от 84 до 106,7

Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование

380(+10%, -15%)

технические средства СОИ

220(+10%, -15%)

- частота, Гц

50

Потребляемая мощность, Вт, не более

5900

Габаритные размеры. мм, не более

12400х3150х3900

Масса, кг, не более

18000

Средний срок службы, лет, не менее

10

Средства измерения входящие в состав СИКНС обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».

Утвержденный тип

наносится на маркировочную табличку «Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения», методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплект

Комплектность СИКНС соответствует таблице 4.

Таблица 4

Наименование

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения, зав. №090 В комплект поставки входят: Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование.

1 шт.

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения. Паспорт

1 экз.

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения. Инструкция по эксплуатации.

1 экз.

МП 63-30151-2013 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения. Методика поверки»

1 экз.

Информация о поверке

осуществляется по документу МП 63-30151-2013 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 6 декабря 2013 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

-    СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;

-    калибратор: 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, погрешность ±(0,2 В + 5% от установленного значения).

Методы измерений

«Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров качества нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения», номер свидетельства об аттестации №256-496-01.00328-2013 от 11 ноября

2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения

ГОСТ Р 51330.10-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»».

ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 6651-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».

ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

Рекомендации

Выполнение государственных учетных операций.

Осуществление торговли и товарообменных операций