| Номер в госреестре | 66744-17 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО "Булгарнефть" при Первомайском товарном парке НГДУ "Прикамнефть" ПАО "Татнефть" |
| Изготовитель | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти при проведении учетных операций между сдающей и принимающей стороной.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов. Перед входным коллектором БИЛ установлен влагомер сырой нефти ВСП-2-ПП-100.
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью массовых счетчиков-расходомеров. Выходные сигналы массовых счетчиков-расходомеров, преобразователей температуры, давления, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нетто сырой нефти по реализованному в нём алгоритму.
В состав СИКНС входят:
- блок измерительных линий, имеющий одну рабочую и одну контрольно-резервную измерительные линии, контрольно-резервная измерительная линия, используется как резервная или контрольная для проведения контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых;
- блок измерения параметров сырой нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, объёмной доли воды в нефти;
- пробозаборное устройство;
- узел подключения поверочной установки;
- система обработки информации.
СИКНС состоит из следующих средств измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде)
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 (№13425-06);
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 (№45115-10);
- термопреобразователи с унифицированными выходными сигналами Метран - 276МП (№21968-06);
- преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP41 (№23360-02);
- датчики давления Метран-22-Ех (№17896-00);
- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш-40 (№26776-08);
-влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП-100 (№ 24604-07);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм1 (№214557-15).
Система обработки информации (далее - СОИ) обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят два комплекса измерительновычислительных «Октопус-Л» (№ 43239-09) (рабочий и резервный) и автоматизированное рабочее место оператора «Rate АРМ оператора УУН».
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы и массового расхода нефти в рабочих диапазонах;
- автоматизированные измерения температуры, давления, объемной доли воды в сырой
нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
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.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплексов измерительно-вычислительных «Октопус-Л» (далее - комплекс). К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система комплекса, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, произведение вычислительных операций, передачу данных на верхний уровень.
К верхнему уровню относится ПО автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ), обеспечивающий отображение мнемосхемы СИКНС и измеренных данных, управление автоматизированными объектами, формирование отчетов, хранение и просмотр архивов, управление процессом поверки и КМХ, вычисление массы нетто нефти. К метрологически значимой части ПО АРМ относятся программные модули поверки и вычисления массы нетто нефти.
| Таблица 1 - Идентификационные данные рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУ | |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC32 |
Идентификация ПО систем осуществляется путем отображения на мониторе АРМ оператора идентификационных данных.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем ввода логина и пароля ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий на обоих уровнях ПО. Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Основные метрологические и технические характеристики СИКНС приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 17 до 45 |
| Диапазон давления, МПа | от 0,3 до 4,0 |
| Диапазон температуры, °С | от +5 до + 45 |
| Массовая доля воды, %, не более | 5,0 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,01 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 5000 |
| Содержание растворенного газа, м3/м3, не более | 0,4 |
| Содержание свободного газа, %, не более | 0,2 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С | ±0,2 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды при измерении влагомером УДВН-1пм1, % | ±0,1 |
| Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая и 1 контрольно-резервная) |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В | 380±38/220±22 |
| - частота переменного тока, Гц | 50±1 |
| Г абаритные размеры СИКНС, мм, не более - высота | 2220 |
| -ширина | 1900 |
| - длина | 4750 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С блок измерительных линий | от -40 до +40 |
| блок контроля качества | от +5 до +35 |
| блок обработки информации | от +15 до +25 |
| - относительная влажность, % | от 40 до 90 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20000 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| СИКНС в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКНС | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | - | 1 экз. |
| ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть». Методика поверки. | НА.ГНМЦ.0127-16 МП | 1 экз. |
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0127-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 ПАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 14.10.2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- рабочий эталон 2-го по ГОСТ 8.022-91;
- рабочий эталон 2-го по ГОСТ 8.614-2013;
- рабочий эталон 2-го или 3-го разряда по ГОСТ 8.802-2012;
- рабочий эталон 2-го или 3-го разряда по ГОСТ 8.558-2009.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки СИКНС наносится на свидетельство о поверке.
Инструкция «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», утверждена ООО «ЦМР», 22 августа 2016г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
