| Номер в госреестре | 63772-16 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС "Юргамыш" |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамыш» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью ультразвуковых преобразователей расхода жидкости. Выходные электрические сигналы ультразвуковых преобразователей расхода жидкости, преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного 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 измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, системы сбора, обработки информации и управления 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 трех рабочих и одной резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости ультразвуковые DFX-MM (далее - УПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 57471-14;
- преобразователи вторичные серии Т модификации Т32.1Б, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 50958-12 в комплекте с термопреобразователями сопротивления серии TR модификации ТЯ10-Ь, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 47279-11;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 56381-14 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22257-11;
- преобразователи давления измерительные IPT-10, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 34690-07;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14061-10;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 52638-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15642-06;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 48218-11;
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 53852-13, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора системы с программным обеспечением «Форвард».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 26803-11;
- 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:
- автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматическое измерение плотности, вязкости и объемной доли воды;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной (аналитической) лаборатории;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки УПР с применением трубопоршневой 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 установкой логина и паролей разного уровня доступа.
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 (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||
| ПО АРМ оператора | ПО ИВК | |||
| Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll | ArmMX.dll | ArmF.dll | EMC07.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | РХ.7000.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8B71AF71 | 30747EDB | F8F39210 | 7A70F3CC |
| Алгоритм цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC32 | CRC32 | CRC32 |
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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
ПО системы имеет «высокий» уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (три рабочие, одна резервная) |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 4500 до 12139 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое | 0,294 0,245 1,57 |
| 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 | |
| Температура измеряемой среды, °С | от 11 до 29,5 |
| Плотность измеряемой среды при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 | от 856 до 880 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | от 8 до 35 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Содержание свободного газа, % | не допускается |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
приведена в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамыш», заводской № 01 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | 1 экз. |
| МП 0343-14-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамыш». Методика поверки» | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0343-14-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамыш». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 27 ноября 2015 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 4000 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Методика измерений приведена в инструкции 0745.01.00.000 ИС. МИ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамыш» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/395014-15).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамыш»
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
2. Техническая документация ООО «ИМС Индастриз».
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
