Untitled document

Приложение к свидетельству № 57982

об утверждении типа средств измерений

лист № 1

всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского

месторождения

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского место-

рождения (далее – система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров

сырой нефти при сдаче сырой нефти принимающей стороне ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» сдающей

стороной ООО «Енисей».

Описание средства измерений

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических

измерений массы сырой 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

сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измеритель-

но-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений мас-

совой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли

воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам изме-

рений объемной доли воды с помощью влагомера сырой нефти. Масса нетто сырой нефти оп-

ределяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого

назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока

измерительных линий, 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 трех (одного рабочего, одного контрольного и одного резервного)

измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, дав-

ления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:

–расходомеры массовые Promass модели 83F (далее – РМ), Госреестр № 15201-11;

– влагомер сырой нефти ВСН-2 (модели ВСН-2-ПП-100-10, далее – ВП), Госреестр №

24604-12;

– преобразователи давления измерительные Cerabar M (PMC), Госреестр № 41560-09;

– термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, Госреестр № 45519-12.

В систему обработки информации системы входят:

– контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000 c функцией резервирования,

Госреестр № 15066-09;

– автоматизированное рабочее место оператора системы на базе программного ком-

плекса ОЗНА-Flow, свидетельство об аттестации программного обеспечения № 40014-11 от

31.03.2011.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

– манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;

– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91;

– манометры избыточного давления МП-У, Госреестр № 10135-10.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических изме-

рений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;

лист № 2

всего листов 5

– автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой

нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механиче-

ских примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной ис-

пытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением

ВП;

– измерение давления нефти автоматическое и с помощью показывающих средств из-

мерений давления;

– измерение температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств

измерений температуры;

– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего и резервного

РМ с применением контрольного РМ;

– проведение поверки РМ с применением установки поверочной автоматизированной

УПСЖ, Госреестр № 43499-09 или передвижной поверочной установки малой вместимости ка-

либрованного участка I-го разряда в комплекте с поточным преобразователем плотности с пре-

делами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %.;

– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефте-

продукты. Методы отбора проб»;

– автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнали-

зацию нарушений установленных границ;

– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI

6000, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе программного комплекса

ОЗНА-Flow, далее – ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено

на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все проце-

дуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отобра-

жение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также за-

щиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограм-

мы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с

измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификацион-

ные данные указаны в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО

ИдентификационныеЗначение

данные (признаки)

ОЗНА - FLOW

OMNI 6000 основ-

ной

Revision No 24.75.04

OMNI 6000 ре-

зервный

Revision No

24.75.04

2.1

9111

64C56178

Идентификационное на-

именование ПО

Номер версии (иденти-

фикационный номер)

ПО

Цифровой идентифика-

тор ПО

Другиеидентификаци-

онные данные(если

имеются)

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение

его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, за-

щиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе оператор-

ской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, отно-

сящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой

хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

лист № 3

всего листов 5

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-

тановленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного

только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-

крыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечи-

вается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализо-

ванных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал со-

бытий, 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 «средний» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ.

Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного

обеспечения.»

Метрологические и технические характеристики

± 0,65;

± 0,70;

Значение

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

характеристики

Измеряемая среда

Количество измерительных линий, шт.

Нефть сырая

3 (1 - рабочая, 1 - резервная,

1 - контрольная)

От 9 до 85

От плюс 20 до плюс 45

От 2 до 3

От 850 до 988

От 17 до 45

0,05

отсутствует

100

Диапазон измерений расхода, м

/ч

Диапазон температуры измеряемой среды,

Давление измеряемой среды, МПа

-рабочее

-максимальное

Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м

Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, сСт

Массовая доля воды, %, не более

Массовая доля механических примесей, %, не более

Массовая доля парафина, %, не более

Содержание свободного газа

Массовая доля серы, %, не более

Концентрация хлористых солей, мг/дм

, не более

Массовая доля сероводорода, млн.

-1

(ppm), не более

Массовая доля метил и этилмеркаптанов в сумме,

млн.

-1

(ppm), не более

100

± 0,25

± 0,60;

± 0,90.

непрерывный

Пределы допускаемой относительной погрешности измере-

ний массы сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности системы

при измерении массы нетто сырой нефти, %:

- при определении объемной доли воды ВП:

- при содержании объемной доли воды от 0 % до 5 %

- при содержании объемной доли воды от 5 % до 8 %

- при определении массовой доли воды в лаборатории:

- при содержании объемной доли воды от 0 % до 5 %

- при содержании объемной доли воды от 5 % до 8 %

Режим работы системы

Параметры электропитания:

лист № 4

всего листов 5

Окончание таблицы 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы

Значение

Наименование характеристики

характеристики

- напряжение переменного тока, В

380, 3-х фазное, 50 Гц

220±22, однофазное, 50 Гц

минус 55

Климатические условия эксплуатации системы:

– максимальная температура окружающего воздуха, °С

– минимальная температура окружающего воздуха,

– температура воздуха в помещениях, где установлено обо-

рудование системы, °С

от 5 до 34

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-

графским способом.

Комплектность средства измерений

– система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского место-

рождения, 1 шт., заводской № 1;

– Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и параметров нефти сы-

рой (СИКНС). Обустройство Южно-Торавейского месторождения. ОИ 182.00.00.00.000 РЭ»;

– «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-

Торавейского месторождения. Методика поверки. МП 0157-9-2014».

Поверка

ГСИ. Система

месторождения.

измерений

Методика

осуществляется по документу МП 0157-9-2014 «Инструкция.

количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского

поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 28 июня 2014 г.

Основные средства поверки:

– установка поверочная автоматизированная УПСЖ ВМ, диапазон воспроизводимого

расхода от 0,01-0,03 до 400 м

/ч, основная относительная погрешность при измерении массы

или объема весовыми устройствами и использовании импульсных измерительных каналов

±0,05 %.;

– передвижная поверочная установка малой вместимости калиброванного участка I-го

разряда в составе с поточным преобразователем плотности с пределами допускаемой относи-

тельной погрешности не более ± 0,05 %.

– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от

минус 20 ºС до 155 ºС, пределы допускаемой абсолютной погрешности

0,04 ºС;

– 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 преде-ла

измерений; внешний модуль давления – нижний предел воспроизведения давления 0 бар,

верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешно-

сти ± 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, составляет: 0,01

99,9

% объемной доли воды;

– устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и

нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы

лист № 5

всего листов 5

постоянного тока

3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной

погрешностивоспроизведенийчастотыипериодаследованияимпульсов

5×10

-4

в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности вос-

произведений количества импульсов в пачке

2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10

имп.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика

измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского

месторождения». (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/36109-13 от 25 декабря

2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.

1.29.2014.18045).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества

и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения

1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений

объема и массы жидкости».

2 Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и параметров нефти сы-

рой (СИКНС). Обустройство Южно-Торавейского месторождения. ОИ 182.00.00.00.000 РЭ»;

3 Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-

Торавейского месторождения. Методика поверки. МП 0157-9-2014.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие

ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»)

Юридический адрес: 450071, г. Уфа, проспект С. Юлаева, 89

Почтовый адрес: 450071, г. Уфа, проспект С. Юлаева, 89

Тел.: (347) 292-79-10, факс: (347) 292-79-15

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский 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

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.«

»________2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru