Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
![ALL-Pribors default picture](https://all-pribors.ru/pics/large/default-device.png)
Номер в ГРСИ РФ: | 52783-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
![КтоПоверит](https://all-pribors.ru/images/logo-full-kp-site.png)
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 52783-13 |
Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 170 п. 09 от 28.02.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 0027-14-2012 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 4 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 30.06.2024 |
Поверители
Скачать
52783-13: Описание типа СИ | Скачать | 312.5 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (далее - система) предназначена для ввто-матических измерений массы и параметров нефти сырой при проведении внутрихозяйственного учета.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из узла измерительных линий (УИЛ), узла измерений параметров нефти сырой (далее - УИК), узла подключения передвижной поверочной установки, раздельных закрытых систем дренажа учтенной и неучтенной нефти, системы обработки информации. 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 измерительных линий (двух рабочих и одной контрольнорезервной) измерительных каналов массы сырой нефти, температуры, давления, объемной доли воды в сырой нефти в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 в комплекте с измерительными преобразователями 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;
- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированными выходными сигналами ТСПУ модели 65-644, Госреестр № 27129-04;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- влагомер поточный модели F (далее - ВП), Госреестр № 25603-03;
- измерительно - вычислительный контроллер OMNI-6000, Госреестр № 15066-09, свидетельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» об аттестации алгоритма и программного обеспечения средств измерений № 2301-05м-2009 от 15 октября 2009 г.;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы с аттестованным программным обеспечением "Rate АРМ оператора УУН" свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08 от 24.10.2008 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МПТИ, Госреестр № 26803-06;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.
Для проведения поверки СРМ используется передвижная поверочная установка с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,11 %.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты.
Схема установки пломб, несущих на себе оттиски поверительных клейм, на фланцах СРМ представлена ниже
![](/images/ot/13//52783-13-1.jpg)
Схема нанесения оттиски поверительных клейм на пломбировачную мистику нанесенную на винт с чашкой на задней панели контроллера измерительно-вычислительного OMNI-6000 представлена ниже
![](/images/ot/13//52783-13-2.jpg)
На стекло или на мастику, нанесенную на шляпку соединительного винта с пломбировочной чашкой на корпусе манометра для точных измерений типа МПТИ, или на пломбу, установленную на контровочной проволоке, пропущенной через отверстие стопорного винта крышки и специального отверстия на выступе крышки, наносят оттиск поверительного клейма или наклеивают наклейку на стыке корпуса и крышки
![](/images/ot/13//52783-13-3.jpg)
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе PLC «Allen Bradley», Госреестр № 42664-09, и операторские станции на базе ПО «RATE АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 182101-08) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ПО короролрера измерительно-вычислительного OMNI 6000 |
Алгоритмы вычленейий и программа обработки ееулль-татов изеереийй объема и массы нефти инефтепродук-тов, тпрeрорeниямeтpoлеги-ческих xaаaорepиоеик щоеоб-разоваорля расхода |
24.75.01 |
EBE1 |
По ГОСТ Р 34.1194 «Информационная технология. Криптографиче -ская защита информации. Функция хэширования» |
ПО «RATE АРМ оператора УУН» |
«Rate АРМ оператора УУН» РУУН 2.1-07 АВ |
1.5.0.1 |
7cc3c6f61 e77643578b3dd b1b5079a0b7e f1d5921e5789ffd40e 261c6718ecce |
По ГОСТ Р 34.11 |
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. 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 защиты «С». И МИ 3286-2010 «Рекомендация. Поверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристики |
Зтакиние характеристики |
Измеряемая среда |
нефть сырая |
Рабочий диапазон расхода, т/ч |
От 100 до40 0 |
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа |
От 1,2 до 3,2 |
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С |
От 10 до 25 |
Массовая доля воды, %, не более |
84 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде, %: при измерении в диапазоне от 0 % до 75 % при измерении в диапазоне св. 70 % до 100 % |
± 0,74 ± 1,40 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры измеряемой среды, °С |
± 0,2 |
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % |
± 0,4 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
± 0,24 |
Средний срок службы системы, не менее |
10 лет |
Режим работы системы |
Постоянный, автоматизированный |
Параметры электропитания: | |
- напряжение переменного тока, В |
380 (3-х фазное, 40 Гц) 220±22 (однофазное, 40 Гц) 24 (постоянного тока) |
Климатические условия эксплуатации системы: | |
Температура окружающего воздуха, °С: | |
- на наружной площадке |
От минус 38 до 32 |
- в помещениях, где установлено оборудование системы, не менее |
4°С |
- в помещении операторной |
От 18 до 24°С |
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % |
От 44 до 80 |
- относительная влажность окружающего воздуха, % |
От 45 до 85 |
- атмосферное давление, кПа |
От 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом. Рядом со знаком утверждения типа, указывается номер и дата выдачи свидетельства об утверждении типа.
Комплектность
- система измерений количества и паамметоввнффтисырой находоде СНС-2АТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", 1 шт., заводской № 01;
- ивстаукция по эксплуатации системы;
- ивстаукция "ГСИ. Система измеаевий количества и паааметаов вефти сыаой ва выходе дНС-2- ТТТ "ЛУКОЙЛ-Усивсквефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика повеаки".
Поверка
осуществляется по ивстаукции "ГСИ. Система измеаевий количества и паааметаов вефти сыаой ва выходе дНС-2- ТТТ "ЛУКОЙЛ-Усивсквефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика повеаки", утвеаждеввой ФГУТ "ВНИИР" в декабае 2010 г.
Освоввые саедства повеаки:
- уставовка эталоввая массоизмеаительвая мобильвая "МЭМУ", веахвий паедел изме-аевий аасхода 400 т/ч, паеделы допускаемой освоввой отвосительвой погаешвости измеаевий ± 0,11 %;
- пеаедвижвая повеаочвая уставовка 1-го аазаяда, паеделы допускаемой отвоситель-вой погаешвости измеаевий ± 0,05 %;
- калибаатоа темпеаатуаы модели -ТС 156 В, диапазов воспаоизводимых темпеаатуа от мивус 27 °С до 155 °С, паеделы допускаемой абсолютвой погаешвости ± 0,04 °С;
- устаойство для повеаки втоаичвой измеаительвой аппааатуаы узлов учета вефти и вефтепаодуктов УТВ-, паеделы допускаемой абсолютвой погаешвости воспаоизведевий силы постояввого тока ± 3 мк- в диапазове от 0,5 до 20 м-, паеделы допускаемой отвосительвой погрешности воспроизведений частоты и периодалодовввияя ммуулеовв ± 5i0O"4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, паеделы допускаемой абсолютвой погаешвости воспаоизведевий количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5 * 108 имп;
- кауибратор мвогофувкциоваулвый модеуи ASC300-R, диапазов измеревий от 0 до 206 Бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
допускается применятл средства измерений с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками средств измерений перечисленных выше.
Сведения о методах измерений
для измерения массы сырой нефти применяют прямой метод динамических измерений массы сырой нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений количества и параметров нефти сырой на выходе дНС-2- ТТТ «ЛУКОЙЛ-УСИНСКНЕФТЕГ-З» ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ» (свидетеллство об аттестации № 106/2301-(01.00250-2008)-2011, аттестована ФГУТ «ВНИИМ им. д.И. Менделеева» 16.02.2011).
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".
1 ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".
2 ГОСТ Р 8.615-2005 "ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования".
3 МИ 2693-2001 Рекомендация. "ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения".
4 Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика поверки".
Смотрите также
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)