Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть"
Номер в ГРСИ РФ: | 58005-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Татинтек", г.Альметьевск |
58005-14: Описание типа СИ | Скачать | 78.8 КБ |
Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для измерений массы, массового расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со скважин Пионерского месторождения и подлежащей сдаче на ДНС-4 «Азат» НГДУ «Нурлатнефть».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 58005-14 |
Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" |
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 1115 п. 36 от 23.07.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Татинтек", г.Альметьевск
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 0100-9-2013 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
58005-14: Описание типа СИ | Скачать | 78.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для измерений массы, массового расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со скважин Пионерского месторождения и подлежащей сдаче на ДНС-4 «Азат» НГДУ «Нурлатнефть».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой 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 входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий, узла подключения передвижной поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервно - контрольного) измерительных каналов массы и массового расхода сырой нефти, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в сырой нефти, системы сбора и обработки информации, в которые входят следующие средства измерений:
- расходомер массовый Promass 83F (далее - МР), зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15201-11;
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;
- преобразователь (избыточного) давления измерительный Cerabar S PMP 71 зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 41560-09;
- преобразователи (разности) давления измерительные Deltabar S PMD75, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 41560-09;
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR 62, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 26239-06;
- манометр сигнализирующий показывающий МП160юН, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
- манометр показывающий сигнализирующий МП100Н, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
- термометр ртутный, стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №303-91;
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15066-09;
лист № 2 всего листов 5
- программное обеспечение контроллера OMNI 3000/6000 имеет свидетельство № 2301-05м-2009 ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма и программного обеспечения средств измерений;
- Rate. автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора УУН РУУН 2-07 АВ (Свидетельство о метрологической аттестации № 21002-11).
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне расхода, (т), (т/ч);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в сырой нефти;
- измерение температур и давления в сырой нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МР с применением поверочной установки (далее - ПУ);
- проведение КМХ МР по резервно- контрольному МР;
- формирование и архивирование в автоматизированном рабочем месте оператора значений результатов измерений;
- вывод на печать отчетных документов;
- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью системы доступа с паролями;
- вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений плотности, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии 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 (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора «RATE АРМ-оператора РУУН 2.3-11 АВ») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы 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 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 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Другие идентификационные данные (если имеются) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 |
24.75.04 |
9111 |
_ |
CRC16 |
Продолжение таблицы 1
«RATE АРМ-оператора» РУУН 2.3-11 АВ |
2.3.1.1 |
B6D270DB |
_ |
CRC32 |
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. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Технические характеристики
Таблица 2
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Измеряемая среда |
Нефть сырая |
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная) |
Диапазон расхода через систему измерений количества и показателей качества нефти, т/ч: - минимальный - максимальный |
0,2 20,0 |
Вязкость кинематическая при 50 °С, мм2/с (сСт), не более |
7000 |
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
от 930 до 1130 |
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при проведении измерений - при проведении поверки |
0,2 0,4 |
Рабочее давление, МПа: - минимальное - максимальное |
0,1 4,0 |
Диапазон температуры, °С |
от 0 до плюс 40 |
Массовая доля воды, %, не более |
98,0 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
170000 |
Продолжение таблицы 2
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,8 |
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более |
40 |
Содержание свободного газа, % |
3,0 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти: |
±0,25 % |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти в диапазоне измерения объемной доли воды: от 0% до 5% |
±0,35 % |
от 5% до 10% |
±0,40 % |
от 10% до 20% |
±1,50 % |
от 20% до 50% |
±2,50 % |
от 50% до 70% |
±5,00 % |
от 70% до 85% |
±15,00 % |
от 85% до 98% |
± 60,0 % |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- Система в составе согласно инструкции по эксплуатации 1экз.
- Инструкция по эксплуатации системы 1 экз.
- Методика поверки системы 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0100-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 17 февраля 2013 г.
Основное поверочное оборудование:
- Установка поверки мобильная эталонная СИКН МЭУ-100-4,0: диапазон воспроизводимых массовых расходов от 5,3 до 420 т/ч; пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массового расхода ±0,11%;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC 300-R: внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосо-держания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и вспомогательных устройств, определяемом паспортом эталона;
- 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 20,0 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов
лист № 5 всего листов 5 ± 5^10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000,0 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5x108 имп.
Сведения о методах измерений
Документ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть», (утвержденная ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/24309-11 от 28 декабря 2011 г. ФР.1.29.2012.11644).
Нормативные документы
Техническая документация ООО «ЭнергоТехПроект».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.