| Номер в госреестре | 86785-22 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти и конденсата ПСП Мыс Каменный Новопортовского НГКМ ООО "Газпромнефть-Ямал" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Ямал" (ООО "Газпромнефть-Ямал"), Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Салехард |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти и конденсата ПСП Мыс Каменный Новопортовского НГКМ ООО «Г азпромнефть-Ямал» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти и массы конденсата газового стабильного (далее - КГС).
Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений массы брутто нефти и КГС по результатам измерений:
- объема, давления и температуры нефти и КГС;
- плотности нефти и КГС в лаборатории или в рабочих условиях с помощью преобразователей плотности.
Массу нетто нефти и КГС определяют как разность массы брутто и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей.
СИКН состоит из:
- входного коллектора;
- блока измерительных линий № 1 (далее - БИЛ № 1), состоящего из трех рабочих измерительных линий (далее - ИЛ) (DN 250) и одной резервно-контрольной ИЛ (DN 250);
- блока измерительных линий № 2 (далее - БИЛ № 2), состоящего из одной рабочей ИЛ (DN 250) и одной резервной ИЛ (DN 250);
- блока измерений показателей качества (далее - БИК);
- блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);
- системы сбора и обработки информации (далее - СОИ) с автоматизированным рабочим местом оператора (далее - АРМ оператора).
Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКН:
- преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии НТМ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 38725-08), модель HTM10;
- преобразователи расхода турбинные HTM (регистрационный номер 56812-14), модель НТМ10;
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный номер 14061-10), модификация 3051TG;
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный номер 14061-15), модификация 3051TG;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (регистрационный номер 22257-11);
- преобразователи измерительные 644 (регистрационный номер 14683-09);
- преобразователи измерительные Rosemount 644 (регистрационный номер 56381-14);
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (регистрационный номер 52638-13);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный номер 14557-10);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный номер 14557-15);
- влагомеры нефти поточные УДВН-2п (регистрационный номер 77816-20);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 (регистрационный номер 15642-06);
- установки поверочные трубопоршневые двунаправленные OGSB (регистрационный номер 44252-10);
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (регистрационный номер 7513919) (далее - ИВК);
- преобразователи «ПР» (регистрационный номер 72581-18), модификации ТРП-1-2ГР, ТРП-1-2ГР(П);
- контроллеры программируемые SIMATIC S7-400 (регистрационный номер 15773-11).
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение объема, давления, температуры, плотности, влагосодержания и вязкости нефти, КГС;
- автоматизированное вычисление массы брутто нефти, КГС;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти, КГС;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочих преобразователей расхода по контрольно-резервному преобразователю расхода;
- автоматизированные КМХ и поверка рабочих и контрольно-резервного преобразователей расхода по ТПУ;
- замену коэффициентов преобразования преобразователей расхода в соответствии с результатами поверки преобразователей расхода при изменении измеряемой среды (нефть, КГС);
- автоматический и ручной отбор проб нефти, КГС;
- ручной ввод в СОИ результатов лабораторных анализов проб нефти и КГС;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- передача информации на верхний уровень;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров.
Заводской номер СИКН в виде цифро-буквенного обозначения наносится типографским способом на паспорт СИКН, а также на маркировочную табличку, установленную на площадке СИКН.
Пломбирование СИКН не предусмотрено. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, выполняется пломбирование СИ в соответствии с их описаниями типа.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в ИВК и АРМ оператора, обеспечивает выполнение функций СИКН.
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров разграничением прав пользователей. Введены многоуровневая система доступа и система паролей. Предусмотрено опломбирование ИВК от несанкционированного доступа. Контроль целостности и подлинности ПО СИКН осуществляется посредством расчета контрольных сумм по алгоритму CRC32.
Метрологические характеристики СИКН указаны с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 1.
Таблица 1 -
данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| ПО ИВК | ПО АРМ оператора | |
| Идентификационное наименование ПО | EMC07.Metrology.dll | ArmA.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | PX.7000.01.09 | 4.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1B8C4675 | 1D7C7BA0 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | |
Продолжение таблицы 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| ПО АРМ опе | ратора | |
| Идентификационное наименование ПО | ArmMX.dll | ArmF.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0.0.4 | 4.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | E0881512 | 96ED4C9B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | |
Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКН при измерении нефти
| Наименование характеристики | Значение |
| Масса брутто нефти за час, т | от 396,80 до 5499,65 |
| Масса нетто нефти за час, т | от 395,932 до 5499,650 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН при измерении | КГС |
| Наименование характеристики | Значение |
| Масса брутто КГС за час, т | от 321,35 до 4760,60 |
| Масса нетто КГС за час, т | от 320,482 до 4760,600 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто КГС, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто КГС, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002, КГС по ГОСТ Р 54389-2011 |
| Объемный расход измеряемой среды, м3/ч | от 500 до 6500 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа | от 0,3 до 5,0 |
| Температура нефти, °С | от плюс 30 до плюс 61 |
| Температура КГС, °С | от минус 30 до плюс 45 |
| Плотность нефти при температуре плюс 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 | от 824,1 до 850,0 |
| Плотность КГС при температуре плюс 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 | от 666,54 до 682,65 |
| Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей в измеряемой среде, %, не более | 0,05 |
| Концентрация хлористых солей в измеряемой среде, мг/дм3, не более | 100 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц | 2 2 0 -22 / 3 8 0 -57 50±1 |
| Условия эксплуатации СИКН: а) температура окружающей среды, °С: - в месте установки БИЛ № 1, БИЛ № 2, БИК, блока ТПУ - в месте установки СОИ б) относительная влажность, %: - в месте установки БИЛ № 1, БИЛ № 2, БИК, блока ТПУ - в месте установки СОИ в) атмосферное давление, кПа | от +10 до +30 от +15 до +25 от 30 до 90 от 30 до 80 от 84 до 106 |
| Режим работы | периодический, автоматизированный |
на титульный лист паспорта типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти и конденсата ПСП Мыс Каменный Новопортовского НГКМ ООО «Г азпромнефть-Ямал», заводской № 089 | _ | 1 шт. |
| Паспорт | _ | 1 экз. |
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и конденсата. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти и конденсата ПСП Мыс Каменный Новопортовского НГКМ ООО «Газпромнефть-Ямал», регистрационный номер ФР.1.29.2022.43527 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 №«Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 06.12.2024 |
