| Номер в госреестре | 61262-15 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО "Сиаль" при УППН "Васильевка" ТПП "РИТЭК-Уралойл" |
| Изготовитель | ООО "Технологические системы и оборудование", г.Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы с счетчиков-расходомеров массовых, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, системы сбора и обработки информации и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из одной рабочей и одной контрольно-резервной измерительных
линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 13425-06;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14061-04;
- преобразователи измерительные 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-04, в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22257-05;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - 1111), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15644-01;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10;
- первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 19850-04;
- счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 26776-04.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее -ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений под номером 43239-09, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора системы с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие ТМ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 25913-08;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы нефти прямым методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти;
- автоматическое измерение плотности и объемной доли воды;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочего СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением передвижной поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы 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). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблицах 1 и 2.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v.6.05 |
| Цифровой идентификатор ПО | DFA87DAC |
| Другие идентификационные данные | версия интерфейса: v.3.32 |
Таблица 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB |
| Другие идентификационные данные | - |
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 ИВК и АРМ оператора системы 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 ввода логина и 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 -средний.
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (одна рабочая, одна контрольно-резервная) |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | От 5 до 44 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Режим работы системы | Непрерывный |
| Параметры измеряемой среды | |
| Избыточное давление нефти, МПа | От 0,15 до 1,2 |
| Температура нефти, °С | От плюс 1 до плюс 30 |
| Плотность нефти при 20 °С, кг/м3, не более | 900 |
| Кинематическая вязкость нефти, мм2/с (сСт) | От 20 до 70 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Содержание свободного газа, % | Не допускается |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
- система измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл», 1 шт., заводской № 2025;
- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл», 1 экз.;
- МП 0230-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл». Методика поверки», 1 экз.
осуществляется по документу МП 0230-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 05 марта 2015 г. Основные средства поверки: установка поверочная типа УПСЖ 100/ВМ с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 100 м3/ч и пределами допускаемой основной относительной погрешности ± 0,05 %.
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/214014-14).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл»
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
2. Техническая документация ООО «ТСО».
