| Номер в госреестре | 50226-12 |
| Наименование СИ | Система измерительная количества и параметров нефти сырой УПСВ "Пиненковская" |
| Изготовитель | ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
Система измерительная количества и параметров нефти сырой УПСВ «Пиненковская», (далее - СИКНС), предназначена для автоматизированного определения количества и параметров нефти сырой при ведении оперативного учета сырой нефти, перекачиваемой с объекта УПСВ «Пиненковская» ЦПНГ №7 ОАО «Самаранефтегаз».
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти сырой в трубопроводе по ГОСТ Р 8.615-2005 с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, влагосодержания.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
- входной (Ду 150/100) и выходной (100/150) коллекторы;
- блок фильтров ( далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): рабочая (Ду 100), контрольно-резервная измерительные линии (Ду 100 мм,);
- пробозаборное устройство;
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
- узел подключения поточного плотномера;
- узел подключения пикнометрической устоновки;
- узел подключения рабочего влагомера;
- система обработки информации (далее - СОИ).
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода нефти сырой, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры и давления нефти сырой;
- дистанционное и местное измерение температуры и давления нефти сырой;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- ручной и автоматический отбор объединенной пробы;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение (далее - ПО ) СИКНС (комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)) обеспечивает реализацию функций СИКНС. ПО СИКНС разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую 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 СИКНС. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разграничением прав пользователей, разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ИВК «Октопус-Л » | МС 200.00.ХХ.00-09АВ | Окт-Ь.ХХ | CFF9 | CRC32 |
| Цифровые идентификаторы П | О СИКНС приведены в свидетельстве о метрологиче- | |||
ской аттестации программного обеспечения (программы)..
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем разграничения прав доступа (четырёх уровневая система доступа и система паролей). Доступ к метрологически значимой части ПО СИКНС для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКНС обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКНС имеет уровень защиты «С», в соответствии с МИ 3286-2010.
Состав СИКНС указан в таблице 2.
Таблица 2
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Г осреестр № |
| Приборы контрольно-измерительные показывающие | |||
| 1 | Манометр показывающий для точных измерений МП3-У | 7 | 10135-10 |
| 2 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 | 3 | 303-91 |
| Блок фильтров | |||
| 1 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 2 | 14061-10 |
| Блок измерительных линий | |||
| Измерительная линия №1 | |||
| 1 | Счетчик расходомер массовый Micro Motion мод. CMF 300 | 1 | 45115-10 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 3 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления 65 | 1 | 14683-09 22257-05 |
| Измерительная линия №2 | |||
| 1 | Счетчик расходомер массовый Micro Motion мод. CMF 300 | 1 | 45115-10 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 3 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления 65 | 1 | 14683-09 22257-05 |
| Блок измерения качества | |||
| 1 | Влагомер поточный УДВН-1пм2» | 1 | 14557-10 |
| 2 | Счетчик нефти турбинный МИГ-32ш | 1 | 26776-08 |
| 3 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 4 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления 65 | 1 | 14683-09 22257-05 |
| 8 | Пробоотборник нефти ручной Стандарт-Р. | 1 | - |
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Г осреестр № |
| СОИ | |||
| 1 | Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 1 | 43239-09 |
| 3 | АРМ оператора на базе ПО «RATE» | 1 | - |
Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКНС приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | СИКНС |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Диапазон изменения массового расхода нефти сырой через БИЛ, т/ч | от 13,0 до 230 |
| Диапазон изменения объемного расхода нефти сырой через БИК, м3/ч | от 1,6 до 8,0 |
| Диапазон изменения избыточного давления нефти сырой, МПа на входе в СИКНС на выходе из СИКНС | от 0,5 до 1,5 от 0,4 до 1,3 |
| Диапазон изменения перепада давления, МПа | от 0,01 до 0,1 |
| Диапазон изменения температуры нефти, °С | от 25 до 50 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность, кг/м3 - вязкость динамическая, не более, МПа»с - объемная доля воды, не более, % - массовая доля механических примесей, % - массовая доля парафина, % - концентрация хлористых солей, , мг/дм3 - объемная доля свободного газа | от 780 до 790 1,795 10 от 0,004 до 0,008 от 2 до 3 от 50 до 150 от 2 до 10 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС измерений массы (массового расхода) нетто нефти при измерении содержания объемной доли воды в сырой нефти с помощью поточного влагомера, не более, % | ±0,6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС измерений массы (массового расхода) нетто нефти при измерении содержания объемной доли воды в сырой нефти в химико-аналитической лаборатории, %: при содержании объемной долы воды в сырой нефти до 8%, не более при содержании объемной долы воды в сырой нефти от 8 до 10%, не более, | ±1,0 ±3,3 |
| Условия эксплуатации СИКНС: -температура окружающей среды, °С в месте установки СИ БИК, БИЛ, в месте установки БФ в месте установки СОИ -относительная влажность, % -атмосферное давление, кПа | от 10 до 30 от минус 40 до 38 от 20 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц | 380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50 |
| Наименование | СИКНС |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 10000 |
| Габаритные размеры. мм: | |
| - блок-бокс СИКНС | 7000х3000х2900 |
| - рама БФ | 2900х4600 |
| Масса, кг, не более: | |
| - блок-бокс СИКНС | 10000 |
| - рама БФ | 1000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Средства измерения входящие в состав СИКНС обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».
наносится на маркировочную табличку «Система измерительная количества и параметров нефти сырой УПСВ «Пиненковская», методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность СИКНС соответствует таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерительная количества и параметров нефти сырой УПСВ «Пиненковская», зав. №01 В комплект поставки входят: Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование. | 1 шт. |
| Система измерительная количества и параметров нефти сырой УПСВ «Пиненковская». Паспорт | 1 экз. |
| Система измерительная количества и параметров нефти сырой УПСВ «Пиненковская». Инструкция по эксплуатации. | 1 экз. |
| Система измерительная количества и параметров нефти сырой УПСВ «Пиненковская». Методика поверки | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 50226-12 «Система измерительная количества и параметров нефти сырой УПСВ «Пиненковская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 10.02.2012.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
Калибратор многофункциональный модели MC5-R. Диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %
«Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной нефтенасосной станции с установкой предварительного сброса пластовой воды на Пиненковском месторождении ОАО «Самаранефтегаз», аттестованная ГЦИ СИ ООО «СТП», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 480-214-01.00270-2011
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерительной количества и параметров нефти сырой УПСВ «Пиненковская»
ГОСТ Р 51330.10 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»».
ГОСТ Р 8.615 - 2005 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».
ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ Р 8.625 - 2006 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
ГОСТ 2517 - 85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
Осуществление государственных учетных операций.
