| Номер в госреестре | 68891-17 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского месторождения |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Видное |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей массового расхода, преобразователей температуры, давления, плотности 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 (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (УП ППУ), 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.
БИЛ состоит из четырех рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400 в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 45115-16;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, регистрационный номер 56381-14;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, регистрационный номер 53211-13;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-15;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), регистрационный номер 14557-15;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, регистрационный номер 52638-13;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер 57762-14.
В систему сбора, обработки информации и управления входят:
- комплекс измерительно-вычислительный «OCTOPUS-L» («ОКТОПУС-Л») (далее -ИВК), регистрационный номер 43239-15;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы с прикладным программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный номер 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы брутто нефти и вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП, за установленные интервалы времени по каждой измерительной линии (ИЛ) и системе в целом;
- автоматические измерения массового расхода по каждой ИЛ и системе в целом;
- автоматические измерения плотности, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в БИК;
- автоматические измерения температуры в ИЛ БИЛ, БИК, выходном коллекторе БИЛ, УП ППУ;
- автоматические измерения избыточного давления в ИЛ БИЛ, БИК, входном и выходном коллекторах БИЛ, УП ППУ;
- автоматические измерения разности давления на фильтрах в ИЛ БИЛ, БИК;
- измерения давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- автоматическая коррекция показаний СРМ по давлению;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного или ППУ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- КМХ контрольно-резервного СРМ по ППУ в автоматизированном режиме на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- поверку СРМ по ППУ в автоматизированном режиме на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- автоматизированное и ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- фильтрацию нефти от механических примесей в БИЛ, БИК;
- автоматическое регулирование расхода нефти по каждой ИЛ, в БИК, в выходном коллекторе УП ППУ;
- защиту алгоритма и программы ИВК и АРМ оператора системы от несанкционированного доступа системой паролей;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН».
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы структуры идентификационных данных. Идентификационные данные ПО системы указаны в таблице 1.
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 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.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| АРМ «Rate АРМ оператора УУН» (основное и резервное) | ИВК (основной и резервной) | |
| Идентификационное наименование ПО | RateCalc | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.3.1.1 | 6.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB | 24821CE6 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/ч (м3/ч) | от 35 до 1248 (от 41 до 1500) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в рабочем режиме - в режиме поверки и КМХ | 0,2 0,4 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +30 до +45 |
| Плотность измеряемой среды, приведенная к стандартным условиям, кг/м3: - при 20 °С - при 15 °С | от 850,1 до 870,0 от 853,7 до 873,5 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды при температуре 20 °С, мм2/с (сСт), не более | 10 |
| 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 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более: - рабочее - расчетное | 5,7 6,3 |
| Количество измерительных линий, шт. | 5 (четыре рабочих, одна контрольно-резервная) |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22, 380±38 50±1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - температура воздуха в блочно-модульном здании, °С, не ниже - относительная влажность воздуха, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -46,5 до +32,8 10 80 от 96 до 104 |
| Срок службы, лет, не менее | 30 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского месторождения | заводской № 656 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского месторождения. Методика поверки | МП 0618-14-2017 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0618-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20 июля 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» или ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки СРМ, входящих в состав системы во всем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Методика измерений приведена в документе 0721.01.00.000 ИС. МИ «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти центрального пункта сбора нефти Новопортовского месторождения (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/82014-17).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского месторождения
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
