| Номер в госреестре | 52886-13 |
| Наименование СИ | Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учетных операциях.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации, системы дренажа.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из пяти (четырех рабочих и одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы (массового расхода) нефти, системы сбора и обработки информации, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, объемной доли воды в нефти и объемного расхода нефти в БИК, в которые входят средства измерений указанные в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 400 (далее -СРМ) | 45115-10 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 |
| Преобразователи разности давления AUTROL модели APT3100 | 37667-08 |
| Влагомер нефти микроволновой МВН-1.1 | 28239-04 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 | 15644-06 |
| Преобразователь расхода турбинный МИГ-32Ш-6,3 | 26776-08 |
| Комплексы измерительно-вычислительные "ОКТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") (свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения № 26821-09 от 22.12. 2009 г.) | 43239-09 |
| Манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ | 26803-11 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с требованиями МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".
Программное обеспечение (ПО) системы (комплексов измерительно-вычислительных "ОК-ТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") и автоматизированного рабочего места оператора на базе программного комплекса "RATE APM оператора УУН" (свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма № 182101-08 от 24 октября 2008 г.)) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую 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 системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО комплексов измерительновычислительных "ОКТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") | Прикладное программное обеспечение МС 200.00.03.0009 АВ | О^-Е3.14 | СFF9 | CRC 16 |
| ПО "RATE APM оператора УУН" | "RATE APM оператора УУН" РУУН 2.1-07 АВ | 1.5.0.1 | 7сс3с6f61 e77643578b3dd b1b5079a0b7e f1d5921e 5789ffd40 e261c67 18ecce | По ГОСТ Р 34.1194 "Информационная технология. Криптографическая защита информации. Функция хэширования" |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения установленных параметров, путем введения пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты "C" по МИ 3286-2010 "Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа".
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Количество измерительных линий, шт. | 5 (4 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | От 422,5 до 1038 |
| Диапазон измерений плотности, кг/м3 | От 845 до 865 |
| Диапазон измерений кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, мм /с (сСт) | От 8 до 15 |
| Диапазон измерений давления в системе, МПа | От 0,3 до 4,0 |
| Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С | От 37 до 43 |
| Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более | 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто измеряемой среды, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности измеряемой среды, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении давления измеряемой среды, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объемной доли воды в измеряемой среде, % | ± 0,05 |
| Режим работы | Непрерывный |
| Срок службы, лет | 8 |
| Параметры электропитания: | |
| - напряжение переменного тока | 380 В, 3-х фазное, 50 Гц 280 В, однофазное, 50 Гц |
| Климатические условия эксплуатации системы: | |
| - температура окружающего воздуха, °С | От минус 44 до плюс 34 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С | От плюс 5 до плюс 45 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | От 30 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | От 30 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | От 84 до 106,7 |
наносится в левом нижнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
- оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз", заводской № 01 (1 шт.);
- инструкция по эксплуатации системы (1 экз.);
- документ "Инструкция. ГСИ. Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз". Методика поверки" (1 экз.).
осуществляется по документу МП 52886-13 "Инструкция. ГСИ. Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз". Методика поверки ", утвержденному ФГУП ВНИИР 27 августа 2012 г.
Основные средства поверки:
- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их диапазоне измерений, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %;
- установка пикнометрическая, абсолютная погрешность измерений плотности
3 3
± 0,10 кг/м в диапазоне от 600 до 1100 кг/м ;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон измерений от 0 до 20 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*10 имп.
Допускается применять другие средства поверки с метрологическими характеристиками, не уступающими указанным.
Для измерения массы нефти применяют прямой метод динамических измерений, реализованный в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений оперативной системой измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" (свидетельство об аттестации методики измерений № 188/2550-(01.00250-2008)-2011 от 01 ноября 2011 г., код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012.11631).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
1 ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".
2 ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
3. "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти".
Осуществление торговли и товарообменных операций, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.
| Зарегистрировано поверок | 11 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 18.09.2024 |
