Система измерений количества и параметров нефти сырой Тавельского нефтяного месторождения на УСН при ДНС-6А АО "Шешмаойл"
| Номер в ГРСИ РФ: | 77818-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корвол", г.Альметьевск |
Система измерений количества и параметров нефти сырой Тавельского нефтяного месторождения на УСН при ДНС-6А АО «Шешмаойл» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой при проведении учётных и товарно-коммерческих операций между сдающей и принимающей сторонами.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77818-20 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой Тавельского нефтяного месторождения на УСН при ДНС-6А АО "Шешмаойл" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 012.11.2017 |
Производитель / Заявитель
ООО "Корвол", г.Альметьевск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 77818-20: Описание типа СИ | Скачать | 70.7 КБ | |
| 77818-20: Методика поверки МП 0969-9-2019 | Скачать | 4.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой Тавельского нефтяного месторождения на УСН при ДНС-6А АО «Шешмаойл» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой при проведении учётных и товарно-коммерческих операций между сдающей и принимающей сторонами.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода, выходные электрические сигналы с которых поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса (ИВК), который вычисляет массу нетто нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта, и состоящую из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты.
Система состоит из двух измерительных линий (рабочей и контрольно-резервной), а также измерительных каналов температуры, давления и объёмного влагосодержания в БИК, в которые входят следующие средства измерений (СИ):
- счётчики-расходомеры массовые СКАТ, тип которых зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - Госреестр) № 60937-15;
- влагомер поточный ВСН-АТ, Госреестр № 62863-15;
- датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;
- датчики температуры Rosemount 644, Госреестр № 63889-16.
В систему обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+», Госреестр № 52866-13;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением «Сфера».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ, Госреестр № 26803-11;
- манометры избыточного давления, вакуумметры и мановакуумметры показывающие МП-У, ВП-У, МВП-У (МП4-У), Госреестр № 10135-15;
- датчики разности давлений Метран-150СDR, Госреестр № 32854-13;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в измерительно-вычислительном комплексе (ИВК), построенном на основе комплексов измерительно - вычислительных расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» с функцией «горячего» резервирования, которые в совокупности с автоматизированным рабочим местом (АРМ) оператора системы обеспечивают 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, а также защиту и идентификацию ПО системы (Свидетельство об аттестации ПО от 12.07.2018г., выдано ФГУП «ВНИИР»). Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса) и предназначена для контроля и управления оборудованием системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Комплексы измерительновычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (основной и резервный) |
Генератор отчётов Abak reporter | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Abak.bex |
mDLL.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0 |
1.2.5.16 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
4069091340 |
ef9f814ff4180d55bd94d0debd230d76 |
|
Метод вычисления |
CRC32 |
MD5 |
Идентификация ПО системы осуществляется путём отображения на экране ИВК и мониторе АРМ оператора идентификационных данных.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путём ввода 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Пломбировка системы не предусмотрена.
Технические характеристики
Метрологические характеристики системы приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 10 до 55 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определений массы нетто нефти, %: - при измерениях объёмной доли воды с применением влагомера, % - при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, % |
±0,35 ±0,6 |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
Нефть сырая |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +5 до +40 |
|
Диапазон рабочего давления, МПа |
от 1,5 до 4,0 |
|
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
от 895 до 925 |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт (мм2/с), не более |
150 |
|
Объёмная доля воды, %, не более |
5 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
5000 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля парафина в нефти, %, не более |
2,5 |
|
Содержание свободного газа, %, не более |
0,2 |
|
Содержание растворённого газа, м3/м3, не более |
0,5 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380/220±22 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
8 |
|
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С Влажность окружающего воздуха, % Атмосферное давление, кПа |
от -45 до +38 до 100 100±5 |
|
Режим работы |
периодический |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
10000 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой Тавельского месторождения на УСН при ДНС-6А АО «Шешмаойл», заводской № 012.11.2017 |
- |
1 шт. |
|
Шкаф контроля и управления |
042.00.00.05 |
1 шт. |
|
АРМ оператора в комплекте |
- |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
042.00.00.000 РЭ |
1 шт. |
|
Руководство оператора АРМ |
042.00.00.000 РО |
1 шт. |
|
Паспорт |
042.00.00.000 ПС |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 0969-9-2019 |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0969-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Тавельского нефтяного месторождения на УСН при ДНС-6А АО «Шешмаойл». Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 20 ноября 2019 г.
Основные средства поверки:
- эталоны 1-го и 2-го разрядов в соответствии с приказом № 256 от 07.02.2018 г. «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объёма жидкости в потоке, объёма жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объёмного расходов жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки системы во всём диапазоне измерений (части 1 и 2);
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав 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 количества и параметров нефти сырой Тавельского нефтяного месторождения на УСН при ДНС-6А АО «Шешмаойл» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/16009-17 от 21.11.2017г.). Регистрационный № ФР.1.29.2018.28901.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018г. «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объёма жидкости в потоке, объёма жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объёмного расходов жидкости».
Смотрите также
