Номер по Госреестру СИ: 50705-12
50705-12 Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО "Динью"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» предназначена для измерения массы сырой нефти при оперативном учете и приемо-сдаточных операциях между ООО «Динью» и ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
Программное обеспечение
системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» автономное.Функции программного обеспечения: управление и синхронизация измерительных каналов, расчет расхода по измеренным данным, ведение архивов данных и архива вмешательств, формирование протоколов, вывод мгновенных и осредненных данных по всем каналам, обеспечение диагностики.
Идентификационные данные программного обеспечения системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» приведены в таблице:
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПОТОК-ПСНМ |
ПСНМ 466453 |
014 | ||
otchet.sh |
BC15B7A0 |
CRC32 | ||
poverka.sh |
477D163C |
CRC32 | ||
twohours.sh |
B177A2B4 |
CRC32 | ||
kmx.pl |
74C9B7DC |
CRC32 | ||
passwd.sh |
1BE42E9F |
CRC32 | ||
nodecount |
7BFE81AC |
CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Программное обеспечение защищено от несанкционированного изменения паролями доступа. Корпус компьютера имеет место для пломбировки, что предотвращает доступ к программному обеспечению и комплектующим компьютера. Программное обеспечение исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя.
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на специальную табличку, закрепленную в верхней части системы, методом наклейки и в верхней части по центру титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений«ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью». ФР.1.29.2011.10535
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью»1. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
2. Техническая документация ЗАО «ПермСпецНефтеМаш».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 50705-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 31.08.2011 г.
Средства поверки:
- трубопоршневая поверочная установка «Прувер Сапфир-100-6,3» с диапазоном измерений от 10 до 100 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности 0,05 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 фирмы «Solartron Mobrey Limited» с диапазоном измерений плотности нефти от 800 до 1000 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,30 кг/м3;
Допускается использование других средств поверки с техническими характеристиками не хуже, указанных выше.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР).Регистрационный номер 30006-09. Адрес: 420088 г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А, тел.: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32, e-mail: vniirpr@bk.ru
Принцип действия системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти, реализованного с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документации и эксплуатационными документами её компонентов.
Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» состоит из следующих средств измерений:
-
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF200 с вторичным преобразователем модели 2700 с диапазоном измерений от 9,0 до 40,0 т/ч и пределом допускаемой относительной погрешности измерений массы для рабочей и резервной ИЛ не более ± 0,25%, для контрольной ИЛ не более ± 0,20% (номер Госреестра № 13425-01);
-
- преобразователь давления измерительный 3051 TG3 с диапазоном измерений от 0 до 45 кгс/см2 и пределом допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 % (номер Госреестра № 14061-04);
-
- преобразователь температуры фирмы Fisher Rosemount 644H с сенсором 0065 с диапа
зоном измерений от 0 до 80 °С и пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2°С (номер Госреестра 14683-00); 2
-
- манометр МТИ 1246 с диапазоном измерений от 0 до 60 кгс/см2 и классом точности 0,6 (номер Госреестра № 26803-06);
-
- термометр стеклянные для испытаний нефтепродуктов ТИН с диапазоном измерений от 0 до 50 °С и пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,1°С (номер Гос-реестра № 11620-93).
-
- счетчик жидкости турбинный PTF040 с диапазоном измерений от 1,5 до 45 м3/ч и пределом допускаемой относительной погрешности измерений объема не более ± 2,0 % (номер Госреестра № 11735-06);
-
- преобразователь первичный измерительный объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН с диапазоном измерений от 2,0 до 100,0 % объемной доли воды в нефти и пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 1,0 % на участке диапазона от 2,0 до 40,0 % объемной доли воды в нефти; не более ± 2,5 % на участке диапазона от 40,0 до 70,0 % объемной доли воды в нефти; не более ± 1,5 % на участке диапазона от 70,0 до 100,0 % объемной доли воды в нефти (номер Госреестра № 19850-04);
-
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 с диапазоном измерений от 0 до 50 °С и пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С (номер Госреестра № 303-91);
-
- комплекс аппаратно-програмный измерительный «Поток-ПСНМ» (номер Госреестра № 27503-04).
-
- контроллер измерительно-вычислительный ROC-364 (номер Госреестра № 14661-08).
Состав и технологическая схема системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение массы сырой нефти в рабочих диапазонах расхода;
-
- автоматическое измерение температуры и давления сырой нефти;
-
- автоматическое измерение содержание воды в сырой нефти;
-
- автоматическое измерение плотности сырой нефти;
-
- автоматическое регулирование расхода через блок измерения качества, в зависимости от расхода через систему, регулятором расхода с электроприводом.
-
- обеспечение регулирования и поддерживание расхода нефти через систему регулятором расхода с электроприводом, установленным на выходном коллекторе системы.
-
- подключение передвижной трубопоршневой поверочной установки в комплекте с поточным преобразователем плотности для поверки рабочего, резервного и контрольного счетчиков-расходомеров массовых;
-
- подключение эталонного счетчика-расходомера массового для поверки рабочего, резервного и контрольного счетчиков-расходомеров массовых;
-
- контроль метрологических характеристик рабочего и резервного счетчиков-расходомеров массовых по передвижной трубопоршневой поверочной установки;
-
- контроль метрологических характеристик рабочего и резервного счетчиков-
расходомеров массовых по эталонному счетчику-расходомеру массовому;
-
- контроль метрологических характеристик рабочего и резервного счетчиков-
расходомеров массовых по контрольному счетчику-расходомеру массовому;
-
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в химикоаналитической лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти;
-
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
-
- ручной отбор объединенной пробы сырой нефти;
-
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов.
Программное обеспечение системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» автономное.
Функции программного обеспечения: управление и синхронизация измерительных каналов, расчет расхода по измеренным данным, ведение архивов данных и архива вмешательств, формирование протоколов, вывод мгновенных и осредненных данных по всем каналам, обеспечение диагностики.
Идентификационные данные программного обеспечения системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» приведены в таблице:
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПОТОК-ПСНМ |
ПСНМ 466453 |
014 | ||
otchet.sh |
BC15B7A0 |
CRC32 | ||
poverka.sh |
477D163C |
CRC32 | ||
twohours.sh |
B177A2B4 |
CRC32 | ||
kmx.pl |
74C9B7DC |
CRC32 | ||
passwd.sh |
1BE42E9F |
CRC32 | ||
nodecount |
7BFE81AC |
CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Программное обеспечение защищено от несанкционированного изменения паролями доступа. Корпус компьютера имеет место для пломбировки, что предотвращает доступ к программному обеспечению и комплектующим компьютера. Программное обеспечение исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя.
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью».
Пределы допускаемой относительной погрешности | |
СИКНС при измерении массы сырой нефти, % , равны |
± 0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности | |
СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти, %, равны |
± 2,5 |
Минимальный массовый расход сырой нефти, т/ч |
9,0 |
Максимальный массовый расход сырой нефти, т/ч |
40,0 |
Рабочее давление, МПа |
от 0,9 до 4,0 |
Режим работы |
непрерывный |
Рабочая среда |
сырая нефть |
Плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3 |
от 825 до 925 |
Рабочий диапазон температур, °С |
от + 5 до + 50 |
Объемная доля воды в сырой нефти, % |
от 2 до 30 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,5 |
Вязкость нефти при рабочих условиях сСт, (мм2/с) |
от 1 до 35 |
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
5000 |
Объемная доля парафина в сырой нефти, % |
6,0 |
Плотность пластовой воды, кг/м3 |
1140 |
Плотность свободного нефтяного газа | |
при стандартных условиях, кг/м3 |
1,3134 |
Содержание свободного нефтяного газа, %, не более |
1,0 |
Габаритные размеры установки, мм, не более |
9000 х 3000 х 2500 |
Напряжение питания, В |
380 ± 38/220 ±22 |
Частота, Гц |
50 ± 2 |
Условия эксплуатации: | |
- температура окружающего воздуха, °С |
от + 10 до + 30 |
- относительная влажность окружающего воздуха, % |
от 30 до 80; |
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 107; |
Средний срок службы установки, лет, не менее |
10 |