Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 238 п. 12 от 13.03.2013
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учетных операциях.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто 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 блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации, 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 пяти (четырех рабочих и одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы (массового расхода) нефти, системы сбора и обработки информации, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, объемной доли воды в нефти и объемного расхода нефти в БИК, в которые входят средства измерений указанные в таблице 1.

Таблица 1

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 400 (далее -СРМ)

45115-10

Датчики температуры 644

39539-08

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-10

Преобразователи разности давления AUTROL модели APT3100

37667-08

Влагомер нефти микроволновой МВН-1.1

28239-04

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

15644-06

Преобразователь расхода турбинный МИГ-32Ш-6,3

26776-08

Комплексы измерительно-вычислительные "ОКТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") (свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения № 26821-09 от 22.12. 2009 г.)

43239-09

Манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ

26803-11

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

303-91

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соот-

ветствии 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 (комплексов измерительно-вычислительных "ОК-ТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") и автоматизированного рабочего места оператора на базе программного комплекса "RATE APM оператора УУН" (свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма № 182101-08 от 24 октября 2008 г.)) 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 2.

Таблица 2

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО комплексов измерительновычислительных "ОКТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L")

Прикладное программное обеспечение МС 200.00.03.0009 АВ

Qkt-L.3.14

CFF9

CRC 16

ПО "RATE APM оператора УУН"

"RATE APM оператора УУН" РУУН 2.1-07 АВ

1.5.0.1

7сс3с6f61 e77643578b3dd b1b5079a0b7e f1d5921e 5789ffd40 e261c67 18ecce

По ГОСТ Р 34.1194 "Информационная технология. Криптографическая защита информации. Функция хэширования"

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения установленных параметров, путем введения 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 "C" по МИ 3286-2010 "Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа".

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.

Таблица 3

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"

Количество измерительных линий, шт.

5 (4 рабочих, 1 контрольно-резервная)

Диапазон измерений расхода, т/ч

От 422,5 до 1038

Диапазон измерений плотности, кг/м3

От 845 до 865

Диапазон измерений кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт)

От 8 до 15

Диапазон измерений давления в системе, МПа

От 0,3 до 4,0

Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С

От 37 до 43

Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более

0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто измеряемой среды, %

± 0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности измеряемой среды, кг/м3

± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры измеряемой среды, °С

± 0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении давления измеряемой среды, %

± 0,5

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объемной доли воды в измеряемой среде, %

± 0,05

Режим работы

Непрерывный

Срок службы, лет

8

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока

380 В, 3-х фазное, 50 Гц

280 В, однофазное, 50 Гц

Климатические условия эксплуатации системы:

- температура окружающего воздуха, °С

От минус 44 до плюс 34

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С

От плюс 5 до плюс 45

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %

От 30 до 80

- относительная влажность окружающего воздуха, %

От 30 до 80

- атмосферное давление, кПа

От 84 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится в левом нижнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз", заводской № 01 (1 шт.);

- инструкция по эксплуатации системы (1 экз.);

- документ "Инструкция. ГСИ. Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз". Методика поверки" (1 экз.).

Поверка

осуществляется по документу МП 52886-13 "Инструкция. ГСИ. Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз". Методика поверки ", утвержденному ФГУП ВНИИР 27 августа 2012 г.

Основные средства поверки:

- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их диапазоне измерений, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %;

- установка пикнометрическая, абсолютная погрешность измерений плотности ± 0,10 кг/м 3 в диапазоне от 600 до 1100 кг/м3;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон измерений от 0 до 20 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

- 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 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*108 имп.

Допускается применять другие средства поверки с метрологическими характеристиками, не уступающими указанным.

Сведения о методах измерений

Для измерения массы нефти применяют прямой метод динамических измерений, реализованный в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений оперативной системой измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" (свидетельство об аттестации методики измерений № 188/2550-(01.00250-2008)-2011 от 01 ноября 2011 г., код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012.11631).

Нормативные документы

1 ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".

2 ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

3 . "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти".

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Развернуть полное описание