| Номер в госреестре | 69916-17 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО "ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга" |
| Изготовитель | ООО НПП "ГКС", г.Казань |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга» (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами её компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти.
При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти измеряют при помощи массомера и результат измерений массы брутто получают непосредственно.
Массу нетто нефти измеряют как разность массы брутто нефти и общей массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
В системе применены следующие основные средства измерений:
- счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF модификации CMF300, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный №) 45115-16;
- датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р модели Rosemount 3144Р, регистрационный № 63889-16;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-15;
- влагомеры поточные модели L и F модификации L, регистрационный № 56767-14;
- преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847 модификации 7835, регистрационный № 52638-13;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный № 57762-14;
- манометры избыточного давления показывающие МП-У модификации МП2-У, регистрационный № 1013-15;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный № 26803-14;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, регистрационный № 62207-15;
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000, регистрационный № 15066-09;
- комплексы измерительно-управляющие и противоаварийной автоматической защиты Delta V модернизированные (далее - ПЛК), регистрационный № 49338-13;
- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К, регистрационный № 22153-14;
- датчики оптические инфракрасные Drager модели PIR7000 исполнение 334, регистрационный № 46044-10;
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270-Ех, регистрационный № 21968-11;
- прибор УОСГ, регистрационный № 16776-11.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные динамические измерения массы брутто нефти в рабочих диапазонах температуры, давления, плотности, массовой доли воды в нефти;
- измерение массы нетто нефти с использованием результата измерений массы брутто нефти и результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды и плотности нефти;
- автоматические измерения температуры, давления, плотности, объемной доли воды в
нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в АРМ оператора системы с использованием ПЛК.
Для визуализации результатов измерений и задания параметров, формируемых модулями сигналов в ПЛК используется поставляемый потребителям Программный пакет Delta V.
ПЛК имеет встроенное ПО модулей ввода/вывода.
Встроенное ПО модулей ввода/вывода ПЛК предназначено для конфигурирования и управления работой модулями и не влияет на метрологические характеристики ПЛК (метрологические характеристики модулей нормированы с учетом встроенного ПО). Номера версий ПО модулей должны соответствовать сведениям, приведенным в описание типа на ПЛК (либо быть выше).
Для защиты ПО ПЛК от несанкционированного доступа предусмотрено разграничение уровня доступа паролями, механическая защита установкой разрушаемых шильд-наклеек.
Встроенное ПО ПЛК недоступно для пользователей и не имеет цифровых идентификаторов ПО.
Идентификационные данные ПО ПЛК приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ПЛК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | AI Card, 8Ch, 4-20 mA, HART, Series 2 | AO Card, 8Ch, 4-20 mA, HART, Series 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Rev 2.43 | Rev 2.43 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
ПО АРМ оператора предназначено для отображения в режиме реального времени измерительной и технологической информации о параметрах процесса измерений количества и показателей качества нефти с возможностью управления запорной и регулирующей арматурой (при наличии дистанционного управления на приводах).
Для защиты ПО от несанкционированного доступа предусмотрено разграничение уровня доступа паролями, реализованы функции просмотра контрольной суммы метрологически значимой части ПО и выгрузки метрологически значимой части ПО в файл для проверки соответствия контрольной суммы.
Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 2.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ГКС расход НТ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 70796488 |
Уровень защиты ПО системы «средний» 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 приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон динамических измерений массы нефти, т/ч | от 30 до 250 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (три рабочих, одна контрольно-резервная) |
| Избыточное давление нефти в системе, МПа - рабочее - минимальное - максимальное | от 2,0 до 8,0 1,0 9,25 |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Температура нефти, °С | от +60 до +90 |
| Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) - при +20 °С - при +30 °С - при +50 °С | не истекает от 7,0 до 13,0 от 2,0 до 6,0 |
| Плотность при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 | от 820 до 870 |
| 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 |
| Режим работы системы | автоматизированный, непрерывный |
| Наименование характеристики | Значение |
| Температура воздуха внутри помещений, °С: - блок-бокса - операторной | от +10 до +25 от +22 до +24 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока трехфазное, В - напряжение переменного тока однофазное, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 220±22 50±1 |
| Средний срок службы, год | 10 |
наносится в центре нижней части титульных листов эксплуатационных документов типографским способом.
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга», заводской № 648 | 1 шт. | |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга» | 1 экз. | |
| ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга». Методика поверки | МП 0650-14-2017 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0650-14-2017 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга». Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 05.10.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», максимальный расход нефти 160 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %;
- средства поверки в соответствии с 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.
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга», аттестована ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/148014-17 от 26.09.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
| Зарегистрировано поверок | 14 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
