Untitled document

Приложение к свидетельству № 65884

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке

ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС

с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова (далее - система) предназначена для

автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой.

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 измерительно-

вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой

доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовых долей

свободного и растворенного газов, массовой доли воды, определенной в аккредитованной

испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью

влагомера нефти поточного в сырой нефти. Масса нетто сырой нефти определяется 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 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.

Системасостоитиздвух(одногорабочего,одногоконтрольно-резервного)

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

давления, плотности, объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства

измерений:

- расходомеры массовые Promass 83F, тип зарегистрирован в Федеральном информаци-

онном фонде по обеспечению единства измерений под № 15201-11;

- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (далее - ПП), тип зарегист-

рирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под

№ 52638-13;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм3T (далее - ВП), тип зарегистрирован

в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-15;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2T (далее - ВП), тип зарегистрирован

в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-15;

- датчики давления Метран-150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном

фонде по обеспечению единства измерений под № 32854-13;

- термопреобразователи сопротивления платиновые trial 65, тип зарегистрирован в

Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-11 с

преобразователями измерительными Rosemount 644, тип зарегистрирован в Федеральном

информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 56381-14;

-расходомер-счетчикультразвуковойOPTISONIC3400, типзарегистрирован

в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57762-14;

- прибор УОСГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде

по обеспечению единства измерений под № 16776-11.

Лист № 2

Всего листов 5

В систему обработки информации системы входят:

- контроллер измерительный FloBoss S600+, тип зарегистрирован в Федеральном

информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57563-14;

- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф, тип

зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

под № 34911-11;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован

в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы 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). Наимено-

вания ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

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. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем

кодирования.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует

уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений

в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

LinuxBinary.app

06.21

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Значение

Идентификационные данные

(признаки)Программный комплекс НГИ Flow

Контроллер

измерительный

FloBoss S600+

вание ПО

Идентификационное наимено-

NGI_FLOW.dllKMH.dllKMH_PP.dll

онный номер) ПО

Номер версии (идентификаци-

0.0.1.11.01.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО92B3B72D43E3B2A1EF30947D

6051

Лист № 3

Всего листов 5

Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики

±0,35

±0,4

±0,7

±0,65

±0,7

±1,0

±2,8

± 2,8

± 2,9

±11,0

± 1,0

±11,0

Таблица 2 - Метрологические характеристики системы

Значение

характеристики

От 20 до 378

±0,25

±2,5

±10,0

Диапазон измерений расхода нефти сырой, т/ч

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы

нефти сырой, %

- при отсутствии свободного газа в сырой нефти

- при содержании свободного газа в сырой нефти от 0 до 1% включ.

- при содержании свободного газа в сырой нефти от св. 1 до 5%

Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы

нетто сырой нефти при отсутствии свободного газа, %

- при определении объемной доли воды с применением ВП

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7%

(при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%)

- при определении массовой доли воды в сырой нефти по ГОСТ 2477

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7%

(при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%)

Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы

нетто сырой нефти при содержании свободного газа в сырой нефти от 0%

до 1%, %