57763-14: Система измерений количества и параметров нефти сырой № 559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП "Волгодеминойл" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП "Волгодеминойл"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 57763-14
Производитель / заявитель: ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Скачать
57763-14: Описание типа СИ Скачать 79.6 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП "Волгодеминойл" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл» (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода), параметров нефти сырой (далее - нефть) и определения массы нетто нефти.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 57763-14
Наименование Система измерений количества и параметров нефти сырой № 559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП "Волгодеминойл"
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2014
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1044 п. 01 от 02.07.2014
Производитель / Заявитель

ООО "ИМС Индастриз", г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 88-30151-2014
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

57763-14: Описание типа СИ Скачать 79.6 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл» (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода), параметров нефти сырой (далее - нефть) и определения массы нетто нефти.

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы (массового расхода) нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых CMF200 в комплекте с измерительным преобразователем 2700 (Госреестр №45115-10) (далее - СРМ).

Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи контроллера измерительного FloBoss S600+ (рабочий и резервный) (Госреестр №38623-11) (далее - контроллер FloBoss S600+) входных сигналов, поступающих от СРМ, термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом Метран-274МП-Е^а (Госреестр №21968-06), датчиков избыточного давления Метран-150TG3 (Госреестр №32854-09) и влагомеров поточных модели F (Госреестр № 46359-11).

СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКНС входят:

- блок измерительных линий (далее - БИЛ);

- блок фильтров (Ду 80);

- система сбора и обработки информации (далее - СОИ).

БИЛ включает в себя:

- две измерительные линии (далее - ИЛ): рабочая ИЛ (Ду 80), контрольнорезервная ИЛ (Ду 80);

- общая линия контроля качества нефти (Ду 80);

- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ) (Ду 100);

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:

- измерение в автоматическом режиме массы (массового расхода) нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;

- определение массы нетто нефти;

- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;

- измерение в автоматическом режиме влагосодержания нефти;

- контроль перепада давления на фильтрах;

- возможность поверки рабочего и контрольно-резервного СРМ при помощи ППУ;

- контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольнорезервному СРМ;

- автоматический и ручной отбор проб;

- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;

- защита системной информации от несанкционированного доступа;

- передача данных на верхний уровень.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (контроллера FloBoss S600+, АРМ оператора, комплекс ПО верхнего уровня «ФОРВАРД») обеспечивает реализацию функций СИКНС. ПО СИКНС разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений и вычислений СИКНС, а также защиту и идентификацию ПО СИКНС. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями СИКНС).

Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ (рабочий и резервный)

LinuxBinary.app

06.09f/09f

8e78

CRC32

ПО АРМ оператора, комплекс ПО верхнего уровня «ФОРВАРД»

ArmA.dll

4.0.0.1

8B71AF71

CRC32

ArmMX.dll

4.0.0.1

30747EDB

CRC32

ArmF.dll

4.0.0.1

F8F29210

CRC32

Идентификация ПО СИКНС осуществляется путем отображения на дисплее контроллера FloBoss S600+ и на мониторе автоматизированного рабочего места оператора структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКНС, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКНС для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКНС 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 СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

М етрологические и технические характеристики СИКНС приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Рабочая среда

нефть сырая

Диапазон измерений массового расхода нефти, кг/ч

от 3000 до 87000

Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа

от 0,4 до 2,5

Диапазон измерений температуры нефти, °С

от 3 до 30

Физико-химические свойства нефти:

- плотность обезвоженной нефти при рабочих условиях, кг/м3

от 805 до 825

- плотность сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3

от 810 до 1150

- вязкость кинематическая при 20 °С, мм/с2

от 1,02 до 4,88

- объемная доля воды, %:

а) при измерении поточным влагомером

от 0,1 до 95

б) при измерении в химико-аналитической лаборатории

от 0,1 до 94

- массовая доля механических примесей, %, не более

0,1

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

30

- массовая доля серы, %, не более

0,6

- плотность пластовой воды при рабочих условиях, кг/м3

от 1050 до 1200

- объемная доля свободного газа, %

не допускается

Пределы относительной погрешности СИКНС при измерении

±0 25

массы (массового расхода) нефти, %

Пределы относительной погрешности СИКНС при измерении

массы (массового расхода) нетто нефти:

а) при измерении объемной доли воды в нефти с помощью

поточного влагомера, %:

- при содержании объемной доли воды в нефти от 0,1 % до 10 %

±0,4

- при содержании объемной доли воды в нефти от 10 % до 20 %

±0,5

- при содержании объемной доли воды в нефти от 20 % до 50 %

±3,3

- при содержании объемной доли воды в нефти от 50 % до 70 %

±5,5

- при содержании объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 %

±16,45

- при содержании объемной доли воды в нефти от 85 % до 95 %

±49,25

б) при определении массовой доли воды в нефти в химико-

аналитической лаборатории в соответствии с ГОСТ 2477-65, %:

- при содержании объемной доли воды в нефти от 0,1 % до 5 %

±0,7

- при содержании объемной доли воды в нефти от 5 % до 10 %

±1,35

- при содержании объемной доли воды в нефти от 10 % до 20 %

±1,45

- при содержании объемной доли воды в нефти от 20 % до 50 %

±5,6

- при содержании объемной доли воды в нефти от 50 % до 70 %

±13,0

- при содержании объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 %

±31,55

- при содержании объемной доли воды в нефти от 85 % до 94 %

±87,15

Условия эксплуатации СИ СИКНС:

- температура окружающей среды, °C

- в блок-боксе БИЛ

- в блоке СОИ

- относительная влажность, %

- атмосферное давление, кПа

от 10 до 40

от 10 до 25

от 30 до 80 от 84 до 106,7

Параметры электропитания:

- напряжение, В:

- силовое оборудование

380(+10%, -15%)

Наименование характеристики

Значение характеристики

- технические средства СОИ - частота, Гц

220(+10%, -15%) 50+1

Потребляемая мощность, В •А, не более

5000

Габаритные размеры, глубинахширинахвысота, мм - блок-бокс БИЛ - блок СОИ

3000х6000х3800

5000x3000x3000

Масса, кг, не более - блок-бокс БИЛ - блок СОИ

10000

10000

Средний срок службы, лет, не менее

20

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 3

Наименование

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл», заводской номер 559. В комплект поставки входят: БИЛ и блок СОИ с системами отопления, освещения, вентиляции, сигнализации; технологические трубопроводы с запорной арматурой в БИЛ; БФ на раме, с запорной арматурой и технологическими трубопроводами; первичные измерительные преобразователи,    измерительные контроллеры,

операторская станция управления, кабельные линии связи, сетевое оборудование, монтажные комплектующие, шкафы, пульты, комплекс программных средств

1 экз.

Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл». Паспорт

1 экз.

Руководство по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл»

1 экз.

МП 88-30151-2014. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой №559       Авиловского       газонефтяного       месторождения

ООО СП «Волгодеминойл». Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 88-30151-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 7 мая 2014 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;

- калибратор многофункциональный MC5-R;

- диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения +(0,02 % показания + 1 мкА);

- диапазон воспроизведения импульсных сигналов от 0 до 9999999 имп.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и масса сырой нефти. Методика (метод) измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл», регистрационный код ФР.1.29.2014.17113 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

2. ГОСТ Р 8.615 - 2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа

Рекомендации к применению

- выполнение государственных учетных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа №558 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл» (далее - СИКГ) предназначена для автоматизированного измерения, регистрации, обработки, контроля, хранения и индик...
57765-14
ДЗО Датчики загазованности оптические
ЗАО "НТФ Новинтех", г.Королев
Датчики загазованности оптические ДЗО (далее - ДЗО) предназначены для автоматических измерений содержания горючих газов и паров, в том числе паров сжиженных углеводородных газов и паров нефтепродуктов.
57766-14
LASAIR II 110 Счетчики аэрозольных частиц
Фирма "Particle Measuring Systems inc.", США
Счётчики аэрозольных частиц LASAIR II 110 (далее - счётчики) предназначены для измерения счётной концентрации аэрозольных частиц в воздухе и неагрессивных газах.
Регистраторы электрической мощности Fluke Norma 4000 и Fluke Norma 5000 (далее регистраторы) предназначены для измерения напряжения, силы тока, частоты и активной электрической мощности в электрических сетях переменного тока.
Контроллеры систем пожарообнаружения, пожаротушения и контроля загазованности «ПК ВЕГА» предназначены для измерений и измерительных преобразований унифицированных электрических сигналов датчиков, приема и обработки дискретных сигналов, формирования у...