|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Комплексная измерительная установка |
| Обозначение типа | НОВИК |
| Производитель | АО "НПП "Исток" им.Шокина", г.Фрязино |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 2421 |
| Назначение | Комплексная измерительная установка «НОВИК» (далее – установка) предназначена для измерения массового расхода и массы сырой нефти, массового расхода и массы сырой нефти без учета воды и объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
|
| Описание | Описание распространяется на единичный экземпляр с заводским номером № 2421.
Принцип действия установки основан на динамической сепарации попутного свободного нефтяного газа из нефтегазоводяной смеси и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходомеров, объема сепарированного газа с помощью объемного расходомера газа. Настройка необходимых параметров сепарации свободного газа осуществляется вручную перед началом измерений. В установках производится измерение объемной доли воды в сырой нефти с помощью поточного влагомера. Предусмотрена возможность определения массовой доли воды в сырой нефти по плотности нефти и пластовой воды.
Поток рабочей среды (продукции нефтяной скважины) через фильтр поступает на вход устройства предварительного отбора газа (далее – УПОГ), в котором осуществляется предварительное отделение попутного свободного газа из нефтегазоводяной смеси.
После УПОГ поток разделяется на две части: жидкая фаза с оставшейся частью (растворенный и свободный) газа направляется для измерения в жидкостную линию, отделившийся газ направляется для измерения в газовую линию.
Для исключения уноса жидкости в газовую линию «газовый» выход УПОГ снабжен фильтром-сепаратором.
Для визуального контроля за работой фильтра-сепаратора установлен накопитель с показывающим уровнемером. Отделившаяся в фильтре жидкость по мере накопления направляется в жидкостную линию для учета дебита.
Измерение расхода и количества отсепарированного газа осуществляется ультразвуковым счетчиком газа или массовым расходомером.
Для контроля обводненности в жидкостной измерительной линии установлен влагомер.
Для измерения расхода жидкости применяется массовый расходомер.
Для измерения давления и температуры в газовой и жидкостной линиях установлены датчики избыточного давления и температуры.
Информационные сигналы со всех средств измерений по кабельным линиям связи поступают в контроллер, установленный в операторском отсеке установок.
Контроллер обрабатывает входные сигналы по определенному алгоритму и представляет итоговую информацию:
а) на жидкокристаллическом дисплее сенсорной панели;
б) на интерфейсных выходах RS 485, RS 232 и USB;
Установки состоят из блока контрольно-технологического разделенного на два отсека:
– отсек технологический;
– отсек операторский.
Основные средства измерений и оборудование, установленное в технологическом отсеке:
– счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак (Госреестр № 47266-11);
– счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011 (Госреестр № 43618-10);
– влагомер нефти поточный ПВН-615М (Госреестр № 39100-09);
– датчик давления ДМ 5007 (Госреестр № 14753-11) – 3 шт.;
– датчик температуры ТС 5008 (Госреестр № 14724-12) – 2 шт.;
– манометр избыточного давления МП-У (Госреестр № 10135-15) – 2 шт.;
– преобразователь давления измерительный АИР-10 (Госреестр № 31654-14) – 2 шт.;
– преобразователь давления измерительный АИР-20/М2 (Госреестр № 46375-11) – 2 шт.;
– уровнемер ВМ 26 (Госреестр № 43911-12);
– УПОГ;
– фильтр-сепаратор газовый;
– запорная арматура (краны шаровые Ду80, Ду50, Ду15, Ру=4,0 МПа, блоки клапанные, задвижка Ду80, Ру=4,0 МПа);
– клапаны обратные;
– входной фильтр;
– мембранное предохранительное устройство Ду80;
– пробоотборники.
Контроль безопасности (загазованности и пожара) в технологическом отсеке осуществляется следующими средствами измерений:
– газоанализатор стационарный оптический СГОЭС (Госреестр № 59942-15) – 2 шт.;
– извещатель пламени пожарный взрывозащищенный ИПЭС-ИК/УФ – 2 шт.
Контроль температуры в технологическом отсеке осуществляется датчиком температуры с диапазоном измерений от минус 50 до плюс 50 °С.
Основные аппаратные средства и оборудование, установленное в операторском отсеке:
– шкаф автоматики с контроллером и системой обеспечения безопасности.
– шкаф силовой с релейной автоматикой.
Контроль безопасности (пожара) в операторском отсеке осуществляется пожарными извещателями ИП 212/101 – 2 шт.
Общий вид комплексной измерительной установки «НОВИК» представлен на рисунке 1.
Вид технологического отсека изнутри представлен на рисунке 2.
Пломбирование и защита от несанкционированного доступа представлены на рисунке 3.
Рисунок 1 - Общий вид комплексной измерительной установки «НОВИК».
Рисунок 2 - Вид технологического отсека изнутри.
Рисунок 3 - Пломбирование и защита от несанкционированного доступа
|
| Программное обеспечение | Программное обеспечение (далее – ПО) установки представляет собой встроенное ПО контроллера «НОВИК-К», сведения о котором приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения.
| Идентификационное наименование ПО | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Novic_C | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.1.0.5 | | Цифровой идентификатор ПО | 0x92D8C11E | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
ПО контроллера обеспечивает выполнение следующих функций:
– обработка сигналов, поступающих с первичных преобразователей;
– преобразование значений параметров входных сигналов в значения величин;
– контроль значений величин, звуковая сигнализация и вывод сообщений о выходе значений за установленные пределы;
– автоматический (либо по запросу) вывод оперативных, сменных, суточных отчетов;
– выдача информации в ПО верхнего уровня по протоколу Modbus ASCII, RTU через RS-485 интерфейс.
Метрологические характеристики нормированы с учетом встроенного ПО контроллера.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «среднему» уровню в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». |
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики | | Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч | от 1,25 до 8,33 | | Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч | до 6250 | | Электропитание:
- род тока
- напряжение
- частота питания, Гц
- потребляемая мощность, кВт, не менее | переменный
380/220
50
7 | | Габаритные размеры в собранном виде (длина × ширина × высота), мм, не более | 6060 × 2550 × 2590 | | Масса блока в состоянии поставки, кг, не более | 8000 | | Климатическое исполнение | УХЛ.1по ГОСТ 15150-69 | | Срок службы, лет, не менее | 8 |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % | ± 2,5 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:
- от 0 до 70%
- свыше 70 до 95%
- свыше 95% | ± 6
± 15
не нормируется | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 5 |
Таблица 4 – Климатические условия эксплуатации установки:
| Наименование характеристики | Значение характеристики | | Температура района установки, °С | от минус 54 до плюс 50 | | Климатическое исполнение | УХЛ.1по ГОСТ 15150-69 |
Таблица 5 – Рабочая среда – продукция нефтяных скважин (нефтегазоводяная смесь) с параметрами:
| Наименование характеристики | Значение характеристики | | Рабочее давление, МПа | От 0,1 до 4,0 | | Температура рабочей среды, °С | от плюс 5
до плюс 75 | | Кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °C, сСт, не более | 120 | | Плотность сырой нефти, кг/м3 | от 760 до 1200 | | Объемная доля воды в сырой нефти, % | от 0 до 98 | | Газовый фактор, м3/т нефти, не более | 200 |
Установка относится к взрывоопасным установкам, в которых могут образовываться взрывоопасные смеси категории А и группы Т3 по классификации ГОСТ 30852.5-2002, ГОСТ 30852.11-2002.
Взрывобезопасность в целом обеспечивается за счет использования серийно изготавливаемого электрооборудования с уровнем взрывозащищенности, соответствующем классу взрывоопасных зон.
|
| Комплектность | | Комплексная измерительная установка «НОВИК» КРПГ.414619 | 1 | | Паспорт КРПГ.414619 ПС | 1 | | МП 0298-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Комплексная измерительная установка «НОВИК». Методика поверки | 1 | | Эксплуатационная документация согласно ведомости эксплуатационной документации | 1 | | Комплект монтажных частей | 1 | | Комплект запасных частей | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 0298-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Комплексная измерительная установка «НОВИК». Методика поверки», утвержденная руководителем ЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 18 мая 2015 г.
Основные средства поверки:
– Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 с диапазонами воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси (далее – ГЖС) от 2 до 110 т/ч, со среднеквадратическим отклонением 0,11 %, неисключенной систематической погрешностью 0,35 %, со стандартной неопределенностью типа А 0,11 %, по типу В 0,2 %, суммарной неопределенностью 0,23 %, расширенной неопределенностью 0,46 %, с диапазонами воспроизводимого массового расхода жидкой смеси от 2 до 110 т/ч, со среднеквадратическим отклонением 0,03 %, неисключенной систематической погрешностью 0,06 %, со стандартной неопределенностью типа А 0,03 %, по типу В 0,03 %, суммарной неопределенностью 0,04 %, расширенной неопределенностью 0,08 %, с диапазонами воспроизводимого объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям от 0,1 до 250 м3 /ч, со среднеквадратическим отклонением 0,10 %, неисключенной систематической погрешностью 0,28 %, со стандартной неопределенностью типа А 0,10 %, по типу В 0,16 %, суммарной неопределенностью 0,17 %, расширенной неопределенностью 0,38 %.
– Рабочие эталоны 1-го разряда по ГОСТ Р 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков» с диапазоном воспроизведения массового расхода ГЖС от 0,1 до 150 т/ч с относительной погрешностью от 0,5 % до 1,0 % и диапазоном воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, от 0,1 до 1600 м3/ч с относительной погрешностью от 1,0 % до 1,5 %.
– Рабочие эталоны 2-го разряда по ГОСТ Р 8.637 с диапазоном воспроизведения массового расхода ГЖС от 0,1 до 150 т/ч с относительной погрешностью от 1,5 % до 2,0 % и диапазоном воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, от 0,1 до 6000 м3/ч с относительной погрешностью от 3,0 % до 5,0 %.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к установкам измерительным комплексным «НОВИК»
Технические условия. Комплексная измерительная установка «НОВИК». КРПГ.414619.001 ТУ.
|
| Заявитель | АО «НПП «Исток» им. Шокина»
141190, г. Фрязино, Московская область, ул. Вокзальная, 2а.
Тел.: +7 (495) 465-86-66, +7 (495) 465-86-86, E-mail: info@istokmw.ru.
ИНН 5050108496
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии».
Юридический адрес: 420088 г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А. Тел.: (843)272-70-62, факс: 272-00-32, e-mail: vniirpr@bk.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
| |
