Номер по Госреестру СИ: 48778-11
48778-11 Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Вынгаяхинского месторождения
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС-2 Вынгая-хинского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти при ее перекачке на Ц1ПШ-2 Вынгаяхинского месторождения Филиала «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы состоит из ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л».
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» предназначено для:
-
- обработки сигналов, поступающих от первичных преобразователей;
-
- преобразования результатов измерений входных сигналов в значения физических величин;
-
- аппроксимация характеристик измерительных преобразователей;
-
- контроля значений величин, звуковой сигнализации и печати сообщений о выходе измеренных и вычисленных значений за установленные пределы;
-
- вывода на печать оперативных, сменных, суточных отчетов, результатов измерений при поверке (контроле метрологических характеристик);
-
- определения и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода;
-
- вычисление средних значений температуры, давления и содержания воды;
-
- выдача информации в ПО верхнего уровня СИКН по протоколу Modbus ASCII через RS-232 интерфейс.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» вычисляет:
-
- суммарный массовый расход по системе;
-
- массу брутто и массу нефти прошедшие через систему.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» является встроенным программным обеспечением.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет защиты информации системой паролей.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет свидетельство № 26801-09 о метрологической аттестации программного обеспечения, выданное ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР».
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО системы
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» |
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» |
3.14 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист паспорта типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Вынгаяхинского месторождения:
-
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
-
2. ГОСТ 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
-
3. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
-
4. ГОСТ Р 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
-
5. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-3а Сугмутского месторождения. Методика поверки
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК) и блока обработки информации (БОИ).
На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517.
Блок измерительных линий состоит из рабочей, резервной и контрольной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены:
-
- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS RCCS39/IR с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 27054-09);
-
- входная и выходная задвижки.
В рабочей и резервной измерительных линиях установлены фильтры c манометрами показывающими МП4-У.
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
-
- датчик давления Метран100-Ех (Госреестр № 22235-08);
-
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);
-
- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).
В блоке измерения параметров качества нефти установлены:
-
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-07);
-
- датчик давления Метран100- Ех (Госреестр № 22235-08);
-
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06).
-
- автоматический пробоотборник «Стандарт-А» с блоком программного управления БПУ-А;
-
- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;
-
- счетчик турбинный Норд-40 (Госреестр № 5638-02);
-
- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).
Блок обработки информации состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» (Госреестр № 43239-09).
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти поточным влагомером, а также измерения температуры и давления. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочую или резервную измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. В выходном коллекторе проводятся измерения температуры и давления нефти. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания нефти в
Лист № 2 всего листов 4 виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработки информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).
При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров в рабочей и резервной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через контрольную измерительную линию. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.
Система обеспечивает:
-
- измерение в автоматическом режиме массы нефти;
-
- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: температуры, давления, влагосодержания;
-
- контроль метрологических характеристик рабочего счетчика-расходомера массового по контрольному счетчику-расходомеру массовому;
-
- отбор пробы нефти.
Измеряемая среда
Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч
Рабочий диапазон температуры нефти, 0С
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт)
Рабочий диапазон давления нефти, МПа
Объемная доля воды фВ, % объемные
Концентрация хлористых солей, мг/дм3
Массовая доля механических примесей, % массовые
Свободный газ
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти, %
Электропитание:
-
- напряжение питающей сети, В
-
- частота питающей сети, Гц
Температура окружающей среды, 0С
-
- блок измерительных линий
-
- блок контроля качества
-
- блок обработки информации
нефть
от 100 до 250 от +15 до +30 от 855 до 980 от 4 до 12
от 0,3 до 2,0 от 70 до 74 от 3 до 900 от 0,002 до 0,05 отсутствует
±15%
380/220±10% 50±1
от -45 до +40 от +15 до +25 от +15 до +25