Номер по Госреестру СИ: 67971-17
67971-17 Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти и вычисления массы нетто сырой нефти.
Программное обеспечение
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 аутентификации (введением пароля) и идентификации, а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой идентификации пользователя и опломбированием соответствующих конструктивов и блоков.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
NGI FLOW.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
0.0.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
92B3B72D |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист паспорта по центру типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1904/1-48-311459-2017.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 1705/1-311229-2017 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 17 мая 2017 г.
Основное средство поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав ИС;
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS (регистрационный номер 22237-08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 % показания; диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 импульсов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «Нефтегазинжиниринг» (ООО «НПП «Нефтегазинжиниринг»)
ИНН 0278093583
Адрес: 450027, г. Уфа, ул. Индустриальное шоссе, 55
Телефон: (347) 295-92-46
Факс: (347) 295-92-47
Web-сайт: http://www.ngi-ufa.ru
E-mail: ngi@ngi-ufa.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП»Адрес: 420107, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, офис 7
Телефон: (843) 214-20-98
Факс: (843) 227-40-10
Web-сайт: http://www.ooostp.ru
E-mail: office@ooostp.ru
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF300 с измерительным преобразователем 2700 (далее - СРМ), средств измерений давления, температуры, влагосодержания и плотности. СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти в трубопроводе с помощью СРМ.
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:
-
- блок фильтров;
-
- блок измерительных линий;
-
- выходной коллектор;
-
- блок контроля качества нефти;
-
- узел подключения поверочной установки (далее - ПУ);
-
- узел подключения пикнометрической установки и прибора УОСГ-100 СКП;
-
- СОИ.
Блок измерительных линий включает две рабочие и одну контрольно-резервную измерительные линии с диаметром условного прохода DN 100.
Состав СОИ:
-
- контроллер измерительный ROC/FloBoss (Мод. FloBoss S600) (далее - FloBoss S600);
-
- шкаф СОИ;
-
- автоматизированное рабочее место оператора СИКНС.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
-
- измерение в автоматизированном режиме массы сырой нефти в рабочих диапазонах массового расхода, температуры, давления и плотности нефти;
-
- вычисление массы нетто сырой нефти;
-
- дистанционное и местное измерение давления и температуры сырой нефти;
-
- измерение объемной доли воды в сырой нефти, перепада давления на фильтрах;
-
- измерение плотности сырой нефти;
-
- контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;
-
- поверка и контроль метрологических характеристик СРМ по ПУ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
-
- автоматический и ручной отбор проб;
-
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов;
-
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКНС при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных (барьеров искрозащиты) серии ^Z600 (регистрационный номер 28979-05).
Средства измерений и оборудование, а также другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
Наименование средства измерений и оборудования |
Количество |
Регистрационный номер |
Блок фильтров | ||
Преобразователь давления измерительный модели 3051CD |
3 |
14061-04 |
Блок измерительных линий | ||
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300 с измерительным преобразователем серии 2700 |
3 |
13425-06 |
Преобразователь давления измерительный модели 3051TG |
3 |
14061-04 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый сери 65 |
3 |
22257-05 |
Преобразователь измерительный 644 |
3 |
14683-04 |
Индикатор фазового состояния ИФС-1в-700М |
2 |
- |
Выходной коллектор | ||
Преобразователь давления измерительный модели 3051TG |
1 |
14061-04 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый сери 65 |
1 |
22257-05 |
Преобразователь измерительный 644 |
1 |
14683-04 |
Блок контроля качества нефти | ||
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 |
2 |
14557-15 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835) |
1 |
15644-06 |
Преобразователь давления измерительный модели 3051TG |
1 |
14061-04 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый сери 65 |
1 |
22257-05 |
Преобразователь измерительный 644 |
1 |
14683-04 |
Счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш |
1 |
26776-08 |
Узел подключения ПУ | ||
Преобразователь давления измерительный модели 3051TG |
2 |
14061-04 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый сери 65 |
2 |
22257-05 |
Преобразователь измерительный 644 |
2 |
14683-04 |
СОИ | ||
Контроллер измерительный ROC/FloBoss (Мод. FloBoss S600) |
2 |
14661-02 |
Автоматизированное рабочее место оператора |
1 |
- |
Комплектность СИКНС представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения, заводской № 395 |
1 экз. | |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения. Руководство по эксплуатации |
395.00.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения. Паспорт |
395.00.00.00.000 ПС |
1 экз. |
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Г осударственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения. Методика поверки |
МП 1705/1-311229-2017 |
1 экз. |
Метрологические характеристики СИКНС представлены в таблице 3. Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазоны входных параметров сырой нефти: - массовый расход , т/ч |
от 14 до 140 |
- избыточное давление, МПа |
от 0,5 до 1,9 |
- температура, °С |
от +5 до +50 |
Физико-химические свойства сырой нефти: - плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 |
от 835 до 870 |
- массовая доля воды, %, не более |
10 |
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,025 |
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
10000 |
- содержание растворенного газа |
не допускается |
- содержание свободного газа |
не допускается |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений |
±0,25 |
массы сырой нефти, % | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при массовой доли воды в сырой нефти от 0 до 5 % включительно, %: - при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным УДВН-1пм2 |
±0,35 |
- при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории |
±0,50 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при массовой доли воды в сырой нефти от 5 до 10 % включительно, %: - при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным УДВН-1 пм2 |
±0,36 |
- при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории |
±0,93 |
Массовый расход сырой нефти по отдельной измерительной линии |
должен соответствовать |
диапазону измерений массового расхода, на который поверен СРМ. |
Лист № 4 Всего листов 6 Основные технические характеристики СИКНС представлены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС
Наименование характеристики |
Значение |
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока силового оборудования, В |
380 |
- напряжение переменного тока технических средств СОИ, В |
220 |
- частота переменного тока, Гц |
50±1 |
Потребляемая мощность, В • А, не более |
67000 |
Габаритные размеры, мм, не более: а) блок-бокс блока измерительных линий: | |
- длина |
11000 |
- ширина |
6000 |
- высота |
3300 |
б) блок-бокс блока контроля качества нефти: | |
- длина |
8000 |
- ширина |
3000 |
- высота |
3000 |
в) шкаф СОИ: | |
- глубина |
600 |
- ширина |
600 |
- высота |
2000 |
Масса, кг, не более: - блок-бокс блока измерительных линий |
30000 |
- блок-бокс блока контроля качества нефти |
11000 |
- шкаф СОИ |
100 |
Условия эксплуатации: а) температура окружающей среды, °С: | |
- в блок-боксе блока измерительных линий |
от +5 до +35 |
- в блок-боксе блока контроля качества нефти |
от +5 до +35 |
- в операторной |
от +5 до +35 |
б) относительная влажность, %, не более |
95 |
в) атмосферное давление, кПа |
от 84,0 до 106,7 |