| Номер в госреестре | 58007-14 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" |
| Изготовитель | ООО "Татинтек", г.Альметьевск |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для измерений массы, массового расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со скважин Аксубаево-Мокшинского месторождения и подлежащей сдаче на ДНС-4 «Азат» НГДУ «Нурлатнефть».
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой 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 входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий, узла подключения передвижной поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервно - контрольного) измерительных каналов массы и массового расхода сырой нефти, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в сырой нефти, системы сбора и обработки информации, в которые входят следующие средства измерений:
- расходомер массовый Promass 83F (далее - МР), зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15201-11;
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;
- преобразователь (избыточного) давления измерительный Cerabar S PMP 71 зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 41560-09;
- преобразователи (разности) давления измерительные Deltabar S PMD75, зарегист
рированы в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №
41560-09;
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR 62, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 26239-06;
- манометр сигнализирующий, показывающий МП160юН, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
- манометр показывающий, сигнализирующий МП100Н, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
- термометр ртутный, стеклянный, лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №303-91;
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15066-09;
- программное обеспечение контроллера OMNI 3000/6000 имеет свидетельство № 2301-05м-2009 ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма и программного обеспечения средств измерений;
- Rate. автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора УУН РУУН 2-07 АВ (Свидетельство о метрологической аттестации № 21002-11).
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне расхода, (т), (т/ч);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в сырой нефти;
- измерение температур и давления в сырой нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МР с применением поверочной установки (далее - ПУ);
- проведение КМХ МР по резервно- контрольному МР;
- формирование и архивирование в автоматизированном рабочем месте оператора значений результатов измерений;
- вывод на печать отчетных документов;
- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью системы доступа с паролями;
- вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений плотности, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти;
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат 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".
ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора «RATE АРМ-оператора РУУН 2.3-11 АВ») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую 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 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационные данные (если имеются) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 | 24.75.04 | 9111 | - | CRC16 |
| «RATE АРМ- | ||||
| оператора» РУУН | 2.3.1.1 | B6D270DB | - | CRC32 |
| 2.3-11 АВ |
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 станций 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 логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010.
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная) |
| Диапазон расхода через систему измерений количества и показателей качества нефти, т/ч: - минимальный - максимальный | 0,2 20,0 |
| Вязкость кинематическая при 50 °С, мм /с (сСт), не более | 7000 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | от 930 до 1130 |
| Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при проведении измерений - при проведении поверки | (N о" о" |
| Рабочее давление, МПа: - минимальное - максимальное | 0,1 4,0 |
| Диапазон температуры, °С | от 0 до плюс 70 |
| Массовая доля воды, %, не более | 98,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 170000 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,8 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более | 40 |
| Содержание свободного газа, % | 3,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти: | ±0,25 % |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти в диапазоне измерения объемной доли воды: от 0 % до 5 % | ±0,35 % |
| от 5% до 10% | ±0,40 % |
| от 10% до 20% | ±1,50 % |
| от 20% до 50% | ±2,50 % |
| от 50% до 70% | ±5,00 % |
| от 70% до 85% | ±15,00 % |
| от 85% до 98% | ± 60,0 % |
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
- Система в составе согласно инструкции по эксплуатации 1экз.
- Инструкция по эксплуатации системы 1 экз.
- Методика поверки системы 1 экз.
осуществляется по документу МП 0101-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 17 февраля 2013 г.
Основное поверочное оборудование:
- установка поверки мобильная эталонная СИКН МЭУ-100-4,0: диапазон воспроизводимых массовых расходов от 5,3 до 420 т/ч; пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массового расхода ±0,11%;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20-до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC 300-R: внешний модуль давления
- нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосо-держания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и вспомогательных устройств, определяемом паспортом эталона;
- 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 20,0 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000,0 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*10 имп.
Документ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть», (утвержденная ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/24209-11 от 28 декабря 2011 г. ФР.1.29.2012.11646).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть»
Техническая документация ООО «ЭнергоТехПроект».
- осуществление торговли и товарообменных операций.
