Номер по Госреестру СИ: 63916-16
63916-16 Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН "Радаевская" ОАО "Самаранефтегаз"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К нижнему уровню относится ПО вычислителей УВП-280Б.01. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения вычислителей УВП-280Б.01 № 208/24-2011 от 21.10.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИМС ».
К ПО верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».
В ПО СИКНС 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 СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
УВП-280Б.01 |
АРМ оператора | |
Идентификационное наименование ПО |
- |
Rate АРМ оператора УУН |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.17 |
2.3.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
B6D270DB |
Другие идентификационные данные, если имеются |
- |
- |
наносится на титульный лист паспорта СИКНС типографским способом. Инструкция «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.19256. 1 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения» 2 Техническая документация изготовителя
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0077-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 24.07.2015 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС. Перечень эталонов применяемых при поверке: - установка поверочная передвижная ПУМА (Госреестр № 59890-15) либо передвижная поверочная установка 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002; - устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08); - рабочий эталон 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.614-2013; - рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости не более ± 0,5 %; - калибратор температуры АТС -140 В (Госреестр № 20262-07); - калибратор давления модульный MC2-R ( Госреестр № 28899-05). Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки, выходного коллектора. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти. На входном коллекторе СИКНС установлены: - манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11); - индикатор фазового состояния ИФС-1В-700М. БИЛ состоит из двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной контрольно-резервной ИЛ. На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства: - фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой DN 150; - манометр показывающий МП4А-Кс (Госреестр № 50119-12), установленный на входе фильтра; - манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11), установленный на выходе фильтра; - преобразователь давления AUTROL модели APT3100 (Госреестр № 37667-13) для измерения разности давлений; - счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 (Госреестр № 45115-10) (далее - массомеры); - преобразователь давления AUTROL модели APT3200 (Госреестр № 37667-13); - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13); - термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11). БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти, вязкости сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы для последующего определения параметров сырой нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства: - два фильтра сетчатых, на входе и выходе каждого фильтра установлены манометры показывающие МП4А-Кс (Госреестр № 50119-12) для контроля перепада давления; - два центробежных насоса, на выходе каждого насоса установлен манометр показывающий МП4А-Кс (Госреестр № 50119-12); - влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10); - преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (Госреестр № 15642-06); - преобразователь давления AUTROL модели APT3200 (Госреестр № 37667-13); - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13); - манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У 2 (Госреестр № 26803-11); - термометр биметаллический показывающий ТБ -2Р ( Госреестр № 46078-11); - преобразователь расхода турбинный NuFlo (Госреестр № 39188-08); - два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р-Слив»; - пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт - РОП»; - узел подключения резервного влагомера; - ручной регулятор расхода. Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки и контроля метрологических характеристик массомеров. На выходном коллекторе СИКНС установлены: - ручной регулятор расхода; - два преобразователя давления AUTROL модели APT3200 (Госреестр № 37667-13); - два манометра показывающих для точных измерений МПТИ-У 2 (Госреестр № 26803-11), установленные на входе и выходе регулятора расхода; - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13); - термометр биметаллический показывающий ТБ -2Р ( Госреестр № 46078-11). СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: - два вычислителя УВП-280Б.01 (Госреестр № 53503-13) (основной и резервный); - автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006 и методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС. СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций: - автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти; - автоматическое измерение перепада давления сырой нефти на фильтрах; - автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти; - автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти; - ручное регулирование расхода сырой нефти: - автоматическое измерение массы сырой нефти; - автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти; - поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) массомеров по передвижной поверочной установке; - КМХ рабочего массомера по контрольно-резервному массомеру; - отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ; - защита информации от несанкционированного доступа. 1. Единичный экземпляр СИКНС. 2. «Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз». Паспорт 215/2/14-ПС. 3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0077-15 МП. Рабочая среда Рабочий диапазон массового расхода, т/ч Рабочий диапазон температуры сырой нефти, °С Рабочий диапазон давления сырой нефти, МПа Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более Объемная доля растворенного газа в сырой нефти, м3/м3, не более Содержание свободного газа Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером, %: |
нефть сырая; от 44 до 190; от +10 до +50; от 0,5 до 2,5; от 879,4 до 971,6; 10; 0,48; отсутствует; ±0,25; |
в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 5 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5 до 10 % |
±0,35; ±0,4. |