| Номер в госреестре | 54031-13 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Хасырейская |
| Изготовитель | ООО "Инвестстрой", г.Москва |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Номер в госреестре | 54031-13 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Хасырейская |
| Изготовитель | ООО "Инвестстрой", г.Москва |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Хасырейская (далее -система) предназначена для измерений массы и параметров нефти сырой.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, систем дренажа, промывки, сбора и обработки информации.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией.
Система состоит из трех (двух рабочих и одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы (массового расхода) нефти сырой, системы сбора и обработки информации, а так же измерительных каналов температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти сырой, 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 модели CMF 400 (далее - СРМ) | 45115-10 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Датчики давления Метран-150 | 32854-09 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 | 15644-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм1 | 14557-10 |
| Расходомер-счетчик турбинный Турбоскад-32-63 | 27648-04 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ-1246 | 1844-63 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Комплекс измерительно-вычислительный "Зодиак" (свидетельство о метрологической аттестации алгоритмов вычислений и программ обработки результатов измерений массы сырой нефти программного обеспечения комплекса измерительно-вычислительного «Зодиак» № 93014-08 от 11.02.2008 г.) | 37416-08 |
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с 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 (комплекс измерительно-вычислительный "Зодиак", программный комплекс АРМ оператора "СПЕКТР-С", свидетельство ФГУП "ВНИИР" об аттестации программного комплекса № 781014-06 от 15.08.2006г.) 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 | Идентификацион ное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентифи катора ПО |
| ПО комплекса измерительновычислительного "Зодиак" | СИКНС ХАСЫРЕЙ НГМС | V1.3 | b89dcb67825a56d76170631 425d6b016 | MD5 |
| ПО программного комплекса АРМ оператора "СПЕКТР-С" | СПЕКТР-С | V 2.0.1 | не идентифицируется | - |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станции управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и 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".
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть сырая |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | От 100 до 600 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Диапазон плотности, кг/м3 | От 825,5 до 854,4 |
| Диапазон кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | От 9,53 до 32,76 |
| Диапазон давления в системе, МПа | От 0,5 до 6,3 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | От плюс 16 до плюс 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 800 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) | 66,7 (500) |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы измеряемой среды, % | ± 0,25 |
| Режим работы | Непрерывный |
| Срок службы, лет | 8 |
| Параметры электропитания: | |
| - напряжение переменного тока, В | 380, трехфазное, 50 Гц 220, однофазное, 50 Гц |
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
- система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Хасырейская, заводской № 00.00.07, 1 шт.;
- руководство по эксплуатации системы, 1 экз.;
- документ МП 0040-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Хасырейская. Методика поверки", 1 экз.
осуществляется по документу МП 0040-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Хасырейская. Методика поверки", утвержденному ФГУП "ВНИИР" 18 марта 2013 г.
Основные средства поверки:
- поверочная установка с диапазоном расхода, обеспечивающим поверку СРМ в их рабочем диапазоне измерений, и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,10 %;
- установка пикнометрическая, абсолютная погрешность измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне от 650 до 1100 кг/м3;
- калибратор температуры АТС-R модели АТС-156В с внешним эталонным датчиком STS100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,04 % от показания + 0,01% от верхнего предела диапазона 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.
Для измерений массы нефти применяют прямой метод динамических измерений, реализованный в инструкции "ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Хасырейская ООО "РН-Северная нефть" (свидетельство об аттестации 01.00257-2008/186014-11 от 12.12.2011 г., регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2011.11466).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Хасырейская
1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".
2. ГОСТ Р 8.596-2002 "Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
3. Техническая документация общества с ограниченной ответственностью "Инвестстрой".
осуществление торговли и товарообменных операций.
