Номер по Госреестру СИ: 24759-12
24759-12 Установки измерительные групповые автоматизированные
(Электрон)
Назначение средства измерений:
Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон» (далее - установки) предназначены для измерений автоматизированных массы и массовых расходов жидкой фазы сырой нефти (далее - сырой нефти), сырой нефти без учета воды и приведенного к стандартным условиям объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, а также передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренного или умеренно-холодного климата.
Программное обеспечение
Программное обеспечение состоит из микропрограммы «electron5165.dat» для контроллера. Метрологически значимая часть в отдельный блок не выделяется.
Доступ к памяти контроллера защищен паролем.
Контроллер имеет режим работы, при котором невозможны изменения встроенного ПО. Для модификации программного обеспечения необходим специальный загрузочный кабель и программное обеспечение. Доступ к модификации ПО защищен паролем, который устанавливается на заводе. Хранение пароля осуществляется в машинных кодах. Защита результатов измерений от преднамеренных изменений состоит в трехуровневом управлении доступом, каждый из уровней обладает собственным паролем.
Идентификационные данные определяются с помощью персонального компьютера разработчика, подключенного через последовательный интерфейс специальным кабелем, среды разработчика DirectSoft (создается образ ПО и файлы переносятся на персональный компьютер) и программы для расчета контрольной суммы.
Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (иденти-фика-ционный номер) программного обеспечения |
Цифровой иден-тифика-тор про-грамм-много обес-печения (кон-трольная суммма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Система управления |
electron5165.dat |
5.165 |
BFAC4CA0 |
CRC32 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера DirectLogic 205 | ||||
Система управления установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера Z181-04 |
EL15V5N.BIN |
15.5N |
642ADEF4 |
CRC32 |
Система управления установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера Z181-04 |
EL15V5.BIN |
15.5 |
6116ACA4 |
CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений С по МИ 3286-2010.
Общий вид технологического блока установки приведен на рисунке 1
Рисунок 1
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист эксплуатационной документации установки типографским способом и на таблички блока технологического и блока автоматики шелкографией или методом аппликации.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений массы сырой нефти, массы и объема нефтяного газа по дискретным измерениям, выполняемым установками измерительными групповыми автоматизированными «Электрон» гидростатическим методом измерения массы жидкости и методом P, V, T для измерения объема газа». Разработана и аттестована 30.12.2010 г. ФГУП «ВНИИР», г. Казань. Регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерения ФР.1.29.2011.10012.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным групповым автоматизированным «Электрон»-
1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
-
2. ГОСТ Р 51330.0-99 «Электрооборудование взрывозащищенное».
-
3. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
-
4. ГОСТ 8.563-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений».
-
5. ТУ 4213-014-00135964-2005 «Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон». Технические условия».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу «ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон, Методика поверки. 760.00.00.000 МП», утвержденной ФБУ «Тюменский ЦСМ», 25 сентября 2011 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
а) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8,0 м3/ч; предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
б) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
в) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 100-200-МП, расход от 50 до 200 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
г) установка поверочная газовая УГН-1500, расход от 2 до 1500 м3/ч, предел допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения расхода газа ± 0,33 %, предел допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,5К;
д) мерники эталонные 2-го разряда типа М2р ГОСТ 8.400-80, вместимость 10 и 200 дм3, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
е) колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см3;
ж) ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м3, цена деления ± 1,0 кг/м3;
з) частотомер электронно-счетный Ч3-57, 108 имп.; ± 1 имп.; 10-3 ... 100 с;
и) миллиамперметр Э 535, диапазон измерения (4 - 20) мА, приведенная погрешность ± 0,5 %.
Изготовитель
ОАО «Опытный завод «Электрон»,
625014, г. Тюмень, ул. Новаторов, 12;
телефон (3452) 52-11-00, факс (3452) 52-11-01; E-mail: zelectr@zelectr.ru
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Тюменский ЦСМ», зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 30024-11.625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88, тел. 3452-206295, т/факс 3452-280084,
E-mail: mail@csm72.ru
Принцип действия установок основан на использовании косвенного гидростатического метода измерения массы сырой нефти и метода [P,V,T], который позволяет по измеренным значениям давления Р, объема V и температуры Т измеряемой среды вычислить объемный расход свободного нефтяного газа каждой из нефтяных скважин, подключаемых к сепарационной емкости установки. Масса сырой нефти без учета воды, в зависимости от исполнения установки, может быть определена как с применением данных об обводненности сырой нефти, полученных от установленного влагомера, так и на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Основным узлом установок является сепарационная емкость (далее - ЕС) с измерительной камерой (далее - ИК), оборудованной тремя датчиками гидростатического давления EJA210A производства Yokogawa Electric Corporation, по сигналам которых измеряется время заполнения ИК жидкой фазой потока продукции скважины, и вычисляются значения массового расхода сырой нефти, сырой нефти без учета воды. Также измеряется время опорожнения ИК и заполнения газообразной фазой потока и вычисляется значение объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Для учета изменения свойств рабочей среды, обусловленных повышенным давлением и изменяющейся температурой внутри емкости сепарационной в результаты измерений вносятся поправки по показаниям двух датчиков температуры ТСМУ 9418 и двух датчиков избыточного давления EJA530A производства Yokogawa Electric Corporation. Для определения массы и массового расхода сырой нефти без учета воды могут использоваться показания влагомера нефти поточного ПВН-615.001, необходимость которого определяется заказом. Процесс измерения управляется с помощью контроллера, а результаты измерений, накапливаясь в его памяти, выдаются на дисплей устройства визуализации и на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее - ДП).
Допускается применять другие первичные преобразователи, имеющие характеристики не хуже указанных. Допускается изготавливать установки без влагомера сырой нефти. При этом масса сырой нефти без учета воды определяется на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Установки состоят из двух блоков: блока технологического (далее - БТ) и блока автоматики (далее - БА), и могут подключать на измерение, в зависимости от исполнения, от одной до четырнадцати нефтяных скважин.
Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-Х-400» и «Электрон-Х-1500» (где Х - количество подключаемых скважин), отличающихся диапазонами измерений массового расхода сырой нефти и объемного расхода свободного нефтяного газа.
В БТ расположены:
- сепаратор, служащий для отделения попутного газа от жидкости (водонефтяной смеси) в ЕС с ИК и измерения расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа при попеременном заполнении и опорожнении ИК. Процесс заполнения ИК контролирует клапан переключающий с электроприводом (далее - КПЭ), обеспечивающий циклический режим измере-
Лист № 2 всего листов 6 ния путем поочередного перекрывания запирающим элементом магистралей сброса газа или жидкости из ЕС в коллектор;
-
- распределительное устройство (далее - РУ), служащее для обеспечения очередности измерения продукции подключаемых к установке нефтяных скважин и последующего объединения их в один коллектор с помощью переключателя скважин многоходового (далее -ПСМ). Наличие РУ определяется исполнением установки;
-
- технологическое оборудование, системы отопления, освещения, сигнализации, вентиляции, взрывозащиты.
В БА расположены:
-
- силовой шкаф, осуществляющий питание электрических цепей установки;
-
- аппаратурный шкаф, служащий для размещения контроллера управления установкой (далее - КУ);
-
- системы отопления, освещения, сигнализации.
Наименование |
Обозначение |
Колич. |
Примечание |
Установка измерительная групповая автоматизированная «Электрон-Х-400» |
Согласно исполнению |
1 |
Наименование |
Обозначение |
Колич. |
Примечание |
Ведомость эксплуатационных документов |
Согласно исполнению |
1 | |
Комплект документации согласно ведомости эксплуатационных документов |
Согласно исполнению |
1 | |
Руководство по эксплуатации |
Согласно исполнению |
1 | |
Методика поверки |
760.00.00.000 МП |
1 |
Наименование параметра |
Типоразмер | |
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 | |
Измеряемая среда - смесь сырой нефти и свободного нефтяного газа с параметрами: | ||
- избыточное давление, МПа |
от 0,1 до 4,0 | |
- температура, в зависимости от исполнения, °С |
от минус 5 до + 90 | |
- плотность сырой нефти, кг/м3 |
от 700 до 1350 | |
- кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с |
от 1-10"6 до 1,5-10’4 | |
- обводненность W, % |
от 0 до 100 | |
Диапазон измерения: массового расхода сырой нефти, т/сут (т/ч) |
от 2 до 400 |
от 7 до 1500 |
(от 0,083 до 16,7) |
(от 0,29 до 62,5) | |
объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях, м3/сут |
от 1,6 до 3 000 |
от 5,5 до 10 000 |
(от 0,067 до 125) |
(от 0,23 до 416,7) | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения, %: - объемного расхода попутного нефтяного газа, | ||
приведенного к стандартным условиям |
± 5,0 | |
- массового расхода сырой нефти |
± 2,5 | |
- массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях): | ||
от 0 % до 70 % |
± 6 | |
св. 70 % до 95 % |
± 15 | |
св. 95 % до 98% |
± 30 |
Наименование параметра |
Типоразмер | |
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 | |
св. 98 % |
предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в методике измерений, аттестованной в установленном порядке | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения, %:
от 0 % до 70 % св. 70 % до 95 % св. 95 % до 98% св. 98 % |
± 5,0 ± 2,5 ± 6 ± 15 ± 30 предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в методике измерений, аттестованной в установленном порядке | |
Параметры электрического питания: переменный ток: - напряжением - частотой, Гц |
380/220 В ± 20 % 50 ± 1 | |
Потребляемая мощность, кВ • А, не более |
15 | |
Габаритные размеры БТ, мм, не более: |
5000X3200X3400, 8000X6300X3400* |
7000X3200X3400, 7000X6300X3400* |
Габаритные размеры БА, мм, не более: |
3400X3100X2800, 2500X3100X2800** |
3400X3100X2800, 2500X3100X2800* |
Масса, кг, не более: - БТ - БА |
6500, 7000* 3000, 1500*** |
12000, 20000** 3000, 1500*** |
Относительная влажность окружающего воздуха, % |
до 100 | |
Срок службы, лет, не менее |
10 | |
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
У1*** или УХЛ1 | |
Класс взрывоопасной зоны внутри БТ по классификации «Правил устройства электроустановок» |
В-1а | |
Температурный класс электрооборудования по классификации ГОСТ Р 51330.0-99 |
Т3, группа - ПА | |
* При количестве подключаемых скважин 14 ** При количестве подключаемых скважин 1 *** По согласованию с заказчиком |