Номер по Госреестру СИ: 59921-15
59921-15 Система измерений количества и показателей качества нефти сырой на выходе месторождения ЗАО "ХИТ Р" и ООО "Садакойл"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ЗОДИАК») 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.
Т а б л и ц а 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 |
Zodiac 2010.efk |
2.0 |
C20F75FC |
- |
CRC-32 |
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. 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 «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл» (свидетельство об аттестации
МИ № 01.00257-2008/24509-13 от 22 ноября 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.16693).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл».
-
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
-
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 0102-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 17.09.2014 г.
Основные средства поверки:
-
- Установка поверочная УЭПМ-АТ, диапазон воспроизводимых расходов от 0,8 до 600,0 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности установок при измерении массы и 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 ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), 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 влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011. Диапазон значений влагосодержания смеси нефть-вода, в котором воспроизводится единица объемного влагосодержания, от 0,01 до 99,9 % объемной доли воды, расширенная неопределенность воспроизведения влагосодержания, % объемной доли воды:
-3
-
- в диапазоне от 0,01 до 0,10 % объемной доли воды 3,540' ;
-2
-
- в диапазоне от 0,1 до 10,0 % объемной доли воды 1,2-Ю ;
-2
-
- в диапазоне от 10 до 60 % объемной доли воды 2,840' ;
-2
-
- в диапазоне от 60до 99,9 % объемной доли воды 5,6^ 10 ;
- 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 ± 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 5*108 имп.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Татинтек» (ООО «Татинтек»).
Юридический адрес: 423450, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Мира, д.4
Почтовый адрес: 423450, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Мира, д.4
Тел.: +7 (8553) 31-47-97; факс: +7 (8553) 31-47-09
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР»).
Юридический адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7а.
Тел. +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32, e-mail: office@vniir.org.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, 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 ее компоненты.
Система состоит из одного измерительного канала массы брутто нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:
-
- расходомер массовый Promass модели 83F, Госреестр № 15201-11;
-
- влагомер поточный ВСН-2 (далее - ВП), Госреестр № 24604-12;
-
- датчики давления «Метран-150», Госреестр № 32854-09;
-
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Госреестр № 21968-11.
В систему обработки информации системы входят:
-
- комплекс измерительно-вычислительный «ЗОДИАК» (далее - ИВК), Госреестр № 37416-08, свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений и программ обработки результатов измерений массы сырой нефти программного обеспечения комплекса измерительновычислительного «ЗОДИАК», разработанного ЗАО ИПФ «Турбулент» № 93014-08 от 11.02.2008.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
-
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;
-
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
-
- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах массового расхода, давления, температуры и объемной доли воды в сырой нефти;
-
- автоматическое измерение разности давлений на фильтре;
-
- измерение температуры и давления сырой нефти с применением показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
-
- автоматическое измерение давления с использованием преобразователя давления в измерительной линии (далее - ИЛ);
-
- автоматическое измерение температуры с использованием преобразователя температуры в ИЛ;
-
- возможность проведения контроля метрологических характеристик преобразователя расхода с использованием передвижной поверочной установки не ниже 2-го разряда или эталонного расходомера;
-
- возможность проведения поверки по передвижной поверочной установке на основе массовых расходомеров или по передвижной трубопоршневой поверочной установке или компакт-пруверу в комплекте с поточным преобразователем плотности;
-
- ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
-
- вычисление массы нетто сырой нефти как разницы массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, хлористых солей и воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам вычислений с использованием измерений с применением ВП;
-
- защита алгоритма ИВК и автоматизированного рабочего места оператора системы от несанкционированного доступа системой паролей;
-
- дренаж сырой нефти из оборудования и последующее заполнение без остатков воздуха;
-
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
-
- система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл», 1 шт., заводской № 005;
-
- Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл»;
-
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл». Методика поверки. МП 0102-9-2014», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 17.09.2014 г.
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Измеряемая среда |
Нефть сырая |
Количество измерительных линий, шт. |
1 |
Диапазон расхода через систему, т/ч |
От 25 до 50 |
Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт), не более |
45 |
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
От 860 до 900 |
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: | |
- при проведении измерений |
0,2 |
- при проведении поверки |
0,4 |
Давление измеряемой среды, МПа, не более |
4 |
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
От 0 до плюс 30 |
Объемная доля воды, %, не более |
15 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
1500 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,14 |
Содержание свободного газа |
Отсутствует |
Режим работы системы |
Периодический |
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении расхода и массы сырой нефти, % |
± 0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, %: - при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной до- | |
ли воды с применением поточного влагомера: | |
- при содержании объемной доли воды от 0 до 5 % |
± 0,70 |
- при содержании объемной доли воды от 5 до 10 % |
± 0,75 |
- при содержании объемной доли воды от 10 до 15 % - при измерении массы нетто сырой нефти при измерении массовой доли воды в испытательной лаборатории: |
± 1,50 |
- при содержании объемной доли воды от 0 до 5 % |
± 0,65 |
- при содержании объемной доли воды от 5 до 10 % |
± 0,65 |
- при содержании объемной доли воды от 10 до 15 % |
± 1,50 |
Параметры электропитания: | |
- напряжение переменного тока, В |
380 (3-х фазное, 50 Гц) 220±22 (однофазное, 50 Гц) |
Климатические условия эксплуатации системы: | |
- температура окружающего воздуха, °С |
От минус 40 до плюс 50 |
- относительная влажность окружающего воздуха, %, не бо- | |
лее |
63 |
Окончание таблицы 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
- атмосферное давление, кПа, не более |
101,3 |