Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1), на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО "Востсибнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 76811-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара |
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1), на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «Востсибнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76811-19 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1), на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО "Востсибнефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 14065 |
Производитель / Заявитель
ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 76811-19: Описание типа СИ | Скачать | 73.4 КБ | |
| 76811-19: Методика поверки МП 0972-9-2019 | Скачать | 4.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1), на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «Востсибнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из четырех измерительных линий (двух рабочих и двух контрольнорезервных), в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Promass модели F, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15201-11;
- датчики давления Метран-150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 32854-13;
- преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 52638-13;
- расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57762-14;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1 пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-10;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 53211-13;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144P, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 56381-14;
В систему обработки информации системы входят:
- Комплексы измерительно-вычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 43239-15;
- автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) оператора с программным обеспечением Rate АРМ оператора УУН».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;
- Манометры избыточного давления, вакуумметры и мановакуумметры показывающие МП-У, ВП-У, МВП-У (МП4-У), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 10135-15;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) системы 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 1.
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 ввода 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 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Комплекс измерительновычислительный «ОКТО-ПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный) |
Rate АРМ оператора УНН | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
RateCalc |
|
Номер версии (идентификации-онный номер) ПО |
6.10 |
2.4.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода (CRC32) |
24821СЕ6 |
F0737B4F |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон массового расхода измеряемой среды, т/ч - выход измеряемой среды на Р - 4, 5, 6 - выход измеряемой среды на НПУ |
от 205,5 до 391 от 4,5 до 40 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
± 0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
Нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Плотность измеряемой среды при стандартных условиях, кг/м3 |
822 |
|
Плотность измеряемой среды при максимальной рабочей температуре, кг/м3 |
805,7 |
|
Плотность измеряемой среды при минимальной рабочей температуре, кг/м3 |
837,0 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от + 5 до + 45 |
|
Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более |
0,05 |
|
Концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3, не более |
100 |
|
Содержание парафина, % не более |
1,95 |
|
Содержание свободного газа |
отсутствует |
|
Давление измеряемой среды, МПа: | |
|
- рабочее |
от 1,38 до 1,64 |
|
- максимальное расчетное |
2,5 |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Электропитание, В/Гц |
трехфазное 380 /50 |
|
Наработка на отказ, ч |
20000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1), на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «Востсибнефтегаз» |
заводской № 14065 |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1) на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения |
202/15-01-ИЭ1 |
1 |
|
ОАО «Востсибнефтегаз» система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1), на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения. Паспорт |
202/15-01-ПС1 | |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1), на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «Востсибнефтегаз». Методика поверки |
МП 0972-9 2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0972-9-2019 Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1), на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «Востсибнефтегаз». Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИР» от 24.05.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны 1 и 2 разряда с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру, в соотвтетвие с приказом Росстандарта от 07.02-2018 № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН-1) на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «Востсибнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики измерений № 71-RA.RU.311956-2019 от 12.07.2019).
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
Приказ Минэнерго РФ от 15.03.2016 г. №179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
Смотрите также
