Номер по Госреестру СИ: 55116-13
55116-13 Система измерений количества и показателей качества нефти № 617 ОАО "Самараинвестнефть"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО «Самараинвестнефть» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного OMNI 6000 (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК, обеспечивающая, проведение вычислительных операций согласно заложенным алгоритмам, хранение калибровочных таблиц, Свидетельство о метрологической аттестации алгоритма программного обеспечения комплекса измерительновычислительного OMNI 6000 № 2301-05м-2009 от 15.10.2009г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».
К ПО верхнего уровня относится программное обеспечение «RATE АРМ оператора УУН», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 20902-11, выдано ФГУП ВНИИР 27.12.2011 г. и алгоритмов вычислений №21002-11, выдано ФГУП ВНИИР 27.12.2011 г. К метрологически значимой части ПО «RATE АРМ оператора УУН» относится файл «RateCalc.dll».
Лист № 3 Всего листов 4
В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:
-
- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;
-
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:
Наименование ПО |
Идентификационн ое наименование ПО |
Идентификац ионный номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
АРМ оператора |
ПО «RATE АРМ оператора УУН» |
2.3.1.1 |
B6D270DB |
CRC32 |
Операционная система контроллера измерительновычислительного OMNI-6000 |
- |
24.74.15 |
A3B3 |
CRC16 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений СИКН №617 ОАО «Самараинвестнефть», утверждена ООО «Метрология и Автоматизация» 13.05.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО «Самараинвестнефть»
-
1. ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
-
2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0027-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО «Самараинвестнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15.07.2013 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
-
- поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;
-
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
-
- плотномер МД-02 (Госреестр № 28944-08);
-
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти
УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
-
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
-
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Метрология и Автоматизация»
(ООО «Метрология и Автоматизация»).
443013, Самарская область, г. Самара, ул. Киевская, 5а
Тел./Факс: +7 (846) 247-89-19/247-89-29
E-mail: ma@ma-samara.ru
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96;
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
СИКН изготовлена в одном экземпляре ООО »Метрология и Автоматизация» (г. Самара) по проектной документации «Система измерений количества и показателей качества нефти №218/12 «Техническое перевооружение СИКН №617 ОАО
«Самараинвестнефть», в состав СИКН входят СИ и оборудование серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01/13.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
Измерения массы брутто нефти осуществляются прямым методом динамических измерений - по результатам массы нефти с помощью счетчика-расходомера массового.
Конструктивно система измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО «Самараинвестнефть» состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
В БФ установлены:
-
- фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой МИГ-Ф-80;
-
- преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051CD (№14061-04);
-
- манометры для местной индикации давления на входе и выходе фильтра;
БИЛ состоит из одной рабочей и одной резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):
-
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300 (№ 45115-10);
-
- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);
-
- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№27129-04);
-
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
-
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (№ 15644-06);
-
- влагомер поточный УДВН-1пм (№43216-09);
-
- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);
-
- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№27129-04);
-
- автоматический пробоотборник «Стандарт-А»;
-
- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р»;
-
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;
Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой «Сапфир М»-100-4,0 (№ 23520-02), которая в комплекте с преобразователем плотности из состава БИК обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода.
Система обработки информации состоит из двух контроллеров измерительновычислительных OMNI 6000 (№ 15066-04).
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение массы брутто нефти (т) и массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
-
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти (т);
-
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
-
- автоматическое измерение температуры нефти (°С), давления нефти (МПа), перепада давления нефти на фильтрах (МПа), плотности нефти (кг/м3) при проведении поверки и контроля метрологических характеристик по стационарной ТПУ;
-
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти с помощью поточного влагомера (%);
-
- автоматизированный контроль метрологических характеристик счетчиков-
расходомеров массовых по стационарной ТПУ;
-
- автоматизированную поверку счетчиков-расходомеров массовых с помощью стационарной или передвижной ТПУ;
-
- поверку стационарной ТПУ с помощью передвижной поверочной установки 1-го разряда;
-
- автоматическое регулирование расхода через измерительные линии и поверочную установку, расхода через БИК для обеспечения изокинетичности отбора проб;
-
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
-
1. Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН.
-
2. Инструкция по эксплуатации СИКН.
-
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО «Самараинвестнефть». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0027-13 МП».
Лист № 4 Всего листов 4
Рабочая среда
Рабочий диапазон массового расхода, т/ч
Рабочий диапазон температур нефти, оС
Рабочий диапазон давления нефти, МПа
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с
Массовая доля воды в нефти, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, оС
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефти, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %
нефть по ГОСТ Р 51858-2002; от 30 до 60;
от 5 до 50; от 0,6 до 1,3; от 870 до 910;
от 10 до 211;
0,5; ±0,2; ±0,5; ±0,3;
±0,25;
±0,35.