| Номер в госреестре | 65501-16 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП "РИТЭК-Самара-Нафта" |
| Изготовитель | ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы баласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора, блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки, блока измерений параметров сырой нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), выходного коллектора. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
БИЛ состоит из двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной контрольной, которая выступает в качестве резервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:
- фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой МИГ-Ф 80 с датчиком давления Метран 44-Вн-ДД (Регистрационный № 19764-00) для измерения разности давлений;
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 (Регистрационный № 13425-01);
- преобразователь давления измерительный 3051 (Регистрационный № 14061-15);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (Регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (Регистрационный № 53211-13);
- манометр и термометр для индикации давления и температуры.
Блок измерений показателей качества нефти 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.
Блок измерений показателей качества нефти в составе:
- влагомер сырой нефти поточный ВСН-2 (Регистрационный № 24604-12);
- преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 (Регистрационный № 15644-06);
- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (Регистрационный № 48218-11);
- преобразователь давления измерительный 3051 (Регистрационный № 14061-15);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (Регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (Регистрационный № 53211-13);
- автоматический пробоотборник «Стандарт - А»;
- пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт - Р»;
- узел подключения резервного влагомера;
- ручной регулятор расхода;
- манометр и термометр для индикации давления и температуры.
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;
- манометр и термометр для индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:
- Верхний уровнь, программное обеспечение «ФОРВАРД» автоматизированного рабочего места оператора. Нижний уровнь измерительно-вычислительного комплекса реализован на базе «ИМЦ-03», (Регистрационный № 19240-05).
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 массы сырой нефти;
- 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;
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) массомеров по передвижной поверочной установке;
- КМХ рабочего массомера по контрольному массомеру;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К нижнему уровню относится измерительно-вычислительный комплекс ИМЦ-03. Защита от несанкционированного доступа в ПО ИМЦ-03 обеспечивается разраничением прав доступа (четырехуровневая система доступа и система паролей), так же предусмотрена физическая защита (опломбирование). К метрологически значимой части нижнего уровня относится файл oil.mm.exe. ИМЦ-03 имеет сертификат об утверждении типа средств измерений № 7440 Г осударственного комитета РФ по стандартизации и метрологии.
К комплексу программного обеспечения верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора «ФОРВАРД», свидетельство о метрологической аттестации алгоритма и программы обработки результатов измерений массы нефти № 21901-03 Государственного комитета РФ по стандартизации и метрологии.
В ПО АРМ 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 трех уровней доступа и системы паролей;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО АРМ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | oil.mm.exe | Данные АРМ «ФОРВАРД» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 352.02.01 | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 14C5D41A | - |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | - | - |
Таблица 2
| Рабочая среда | сырая нефть; |
| Рабочий диапазон массового расхода, т/ч | от 17 до 70; |
| Рабочий диапазон температуры сырой нефти, °С | от 2 до 40; |
| Рабочий диапазон давления нефти сырой нефти, МПа | от 0,23 до 0,81; |
| Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 810,0 до 971,0; |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 20,0; |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 0,25; |
| Содержание свободного газа | отсутствует; |
| Объемная доля растворенного газа в сырой нефти, м3/м3, не более | 20,0; |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при определении объемной доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %: | |
| в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 % до 5 % | ±0,75; |
| в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5 % до 10 % | ±1,6; |
| в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 10 % до 20 % | ±1,7. |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 3
| Единичный экземпляр СИКНС в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКНС | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | 1 экз. |
| Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0082-15 МП» | 1 экз |
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0082-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта». Методика поверки», утверждёному ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 26.08.2015 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная передвижная ПУМА (Регистрационный № 59890-15) или 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 (Регистрационный № 39214-08);
- рабочий эталон объемного влагосодержания 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013;
- магазин сопротивлений Р4831-М1 (Регистрационный № 48930-12);
- мера электрического сопротивления типа Р3030 (Регистрационный № 18445-99) по ГОСТ 23737-79;
калибратор многофункциональный MC5-R (Регистрационный № 22237-06).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки СИКНС наносится на свидетельство о поверке СИКНС
Инструкция «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС № 2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2016.22798.
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»
ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов»
ГОСТ 23737-79 «ГСИ. Меры электрического сопротивления. Общие технические условия»
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
