Номер по Госреестру СИ: 50174-12
50174-12 Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "ГРИЦ"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «ГРИЦ» (СИКНС) предназначена для определения количества и параметров нефти при приемо-сдаточных операциях между ОАО «ГРИЦ» и НГДУ "Нурлатнефть" представляющее ОАО «Татнефть».
Программное обеспечение
Программное обеспечение реализовано на базе контроллера «OCTOPUS» и представляет собой двухуровневую компьютерную систему для преобразования параметров давления, температуры, плотности, расхода и влагосодержания транспортируемой нефти и нефтепродуктов с последующим расчетом объема и массы, а также предоставления оперативных, сменных и суточных отчетов количества и качества перекаченной нефти.
Идентификационные данные программного обеспечения
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 |
Комплекс измерительновычислительный «OCTOPUS» прикладное программное обеспечение |
ИВК «OC- TOPUS» |
2.01 |
FA5B9001 |
CRC32 |
Автоматизированное рабочее месте операто-ра«1<ЛТЕ. APM оператора УУН» |
«RATE. APM оператора УУН» РУУН 2 07 АВ |
2.3.1.1 |
B6D270DB |
CRC32 |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики системы измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «ГРИЦ».
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений имеет уровень С (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на специальную табличку, закрепленную в верхней части по центру трубной обвязки системы, методом наклейки и в верхней части по центру титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМИ 3032-2007 «Рекомендация ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «ГРИЦ», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 12.06.2008г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к СИКНС ОАО «ГРИЦ»
-
1. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
-
2. МИ 2693-2001 «Рекомендация. ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основное положение».
-
3. Техническая документация СП ЗАО «ИТОМ».
Поверка
Поверка осуществляется по документу МП 50174-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «ГРИЦ». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 19.08.2011 г.Средства поверки:
- мобильная эталонная установка МЭУ -100-4,0 с пределом допускаемой относитель -ной погрешности 0,1 %;
Заявитель
ОАО «ГРИЦ» 423100 РТ, р.п. Черемшан, ул. Советская, д. 32, тел/факс: (843) 264-66-68;Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходомет-рии», адрес 420088, РТ, г. Казань, ул.2-ая Азинская, 7А., тел. (843) 272-70-62, факс 272-00-32, email vniirpr@bk.ru
Принцип СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти, реализованного с помощью массового расходомера при проведении товарно-коммерческих операций по блоку измерительных линий.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами её компонентов.
СИКНС состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):
-
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF-300-рабочая линия (МР1) (№454115-10);
-
- счетчик расходомер массовый Micro Motion CMF-300 контрольно-резервная линия (МР2) (№454115-10);
-
- ультразвуковой расходомер UFM 3030K-1Ex (№45410-10);
-
- влагомер поточный УДВН-1пм (№ 14557- 10);
-
- датчик давления «Сапфир-22МТ» (№15040-06);
-
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех (№15200-06);
-
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ4 (№303-91);
-
- преобразователь первичный измерительный объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (№19850-04);
-
- газоанализатор Анкат-7621 (№16625-97);
-
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе сертифицированного прикладного программного обеспечения. (Свидетельство об аттестации № 22753-02 выдано ФГУП «ВНИИР»).
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
-
- автоматическое вычисление массы нефти сырой в рабочем диапазоне (т);
-
- автоматическое измерение температуры (°С) и давления (МПа) нефти;
-
- автоматическое измерение объемного содержания воды в нефти;
-
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
-
- поверку и контроль метрологических характеристик МР1 и МР2 по передвижной поверочной установки;
-
- контроль метрологических характеристик рабочего МР1 по контрольному МР2;
-
- формирование и архивирование в АРМ оператора трендов измеренных величин;
-
- вывод на печать отчетных документов и трендов;
-
- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью многоуровневой системы доступа с паролями;
-
- регистрацию и хранение результатов измерений и вычислений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
СИКНС в составе согласно инструкции по эксплуатации. 1шт.
Инструкция по эксплуатации СИКНС. 1шт.
«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «ГРИЦ». Методика поверки».
1шт.
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы сырой нефти, % по рабочей, резервной линиям по резервно - контрольной линии
±0,25
±0,20
от 10 до 90 нефть сырая от 0 до плюс 45 от 0,2 до 2,0
1 ( 1 резервно-контрольная);
1 (1 рабочая).
Диапазон измерений расхода, т/ч Рабочая среда
Диапазон измерений температуры нефти, °С Диапазон измерений давления нефти, МПа Количество измерительных линий, шт.:
-
- БИЛ №1 (на базе МР2)
-
- БИЛ №2 (на базе МР1)