Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 52886-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 52886-13 |
| Наименование | Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" |
| 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 238 п. 12 от 13.03.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 52886-13 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 52886-13: Описание типа СИ | Скачать | 244.6 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учетных операциях.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации, системы дренажа.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из пяти (четырех рабочих и одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы (массового расхода) нефти, системы сбора и обработки информации, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, объемной доли воды в нефти и объемного расхода нефти в БИК, в которые входят средства измерений указанные в таблице 1.
Таблица 1
|
Наименование средства измерений |
Тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 400 (далее -СРМ) |
45115-10 |
|
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-10 |
|
Преобразователи разности давления AUTROL модели APT3100 |
37667-08 |
|
Влагомер нефти микроволновой МВН-1.1 |
28239-04 |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
15644-06 |
|
Преобразователь расхода турбинный МИГ-32Ш-6,3 |
26776-08 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные "ОКТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") (свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения № 26821-09 от 22.12. 2009 г.) |
43239-09 |
|
Манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ |
26803-11 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соот-
ветствии с требованиями МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".
Программное обеспечение (ПО) системы (комплексов измерительно-вычислительных "ОК-ТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") и автоматизированного рабочего места оператора на базе программного комплекса "RATE APM оператора УУН" (свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма № 182101-08 от 24 октября 2008 г.)) 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). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
ПО комплексов измерительновычислительных "ОКТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") |
Прикладное программное обеспечение МС 200.00.03.0009 АВ |
Qkt-L.3.14 |
CFF9 |
CRC 16 |
|
ПО "RATE APM оператора УУН" |
"RATE APM оператора УУН" РУУН 2.1-07 АВ |
1.5.0.1 |
7сс3с6f61 e77643578b3dd b1b5079a0b7e f1d5921e 5789ffd40 e261c67 18ecce |
По ГОСТ Р 34.1194 "Информационная технология. Криптографическая защита информации. Функция хэширования" |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения установленных параметров, путем введения 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 "C" по МИ 3286-2010 "Рекомендация. Проверка 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 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
|
Количество измерительных линий, шт. |
5 (4 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
От 422,5 до 1038 |
|
Диапазон измерений плотности, кг/м3 |
От 845 до 865 |
|
Диапазон измерений кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
От 8 до 15 |
|
Диапазон измерений давления в системе, МПа |
От 0,3 до 4,0 |
|
Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С |
От 37 до 43 |
|
Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более |
0,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто измеряемой среды, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности измеряемой среды, кг/м3 |
± 0,3 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры измеряемой среды, °С |
± 0,2 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении давления измеряемой среды, % |
± 0,5 |
|
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объемной доли воды в измеряемой среде, % |
± 0,05 |
|
Режим работы |
Непрерывный |
|
Срок службы, лет |
8 |
|
Параметры электропитания: | |
|
- напряжение переменного тока |
380 В, 3-х фазное, 50 Гц 280 В, однофазное, 50 Гц |
|
Климатические условия эксплуатации системы: | |
|
- температура окружающего воздуха, °С |
От минус 44 до плюс 34 |
|
- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С |
От плюс 5 до плюс 45 |
|
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % |
От 30 до 80 |
|
- относительная влажность окружающего воздуха, % |
От 30 до 80 |
|
- атмосферное давление, кПа |
От 84 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится в левом нижнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз", заводской № 01 (1 шт.);
- инструкция по эксплуатации системы (1 экз.);
- документ "Инструкция. ГСИ. Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз". Методика поверки" (1 экз.).
Поверка
осуществляется по документу МП 52886-13 "Инструкция. ГСИ. Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз". Методика поверки ", утвержденному ФГУП ВНИИР 27 августа 2012 г.
Основные средства поверки:
- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их диапазоне измерений, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %;
- установка пикнометрическая, абсолютная погрешность измерений плотности ± 0,10 кг/м 3 в диапазоне от 600 до 1100 кг/м3;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон измерений от 0 до 20 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*108 имп.
Допускается применять другие средства поверки с метрологическими характеристиками, не уступающими указанным.
Сведения о методах измерений
Для измерения массы нефти применяют прямой метод динамических измерений, реализованный в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений оперативной системой измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" (свидетельство об аттестации методики измерений № 188/2550-(01.00250-2008)-2011 от 01 ноября 2011 г., код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012.11631).
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".
2 ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
3 . "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.
Смотрите также
