Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ» (далее -СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти.
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), входного и выходного коллектора, узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
Блок фильтров состоит из:
- два фильтра СДЖ-150;
- два датчика давления Сапфир-22МТ (Госреестр № 15040-06);
- преобразователь давления измерительный «АИР-20Ех/М2-Н» (Госреестр № 46375-11);
- два манометра для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторо и двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной контрольно-резервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF200 (далее - МР) (Госреестр № 45115-10);
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- влагомер сырой нефти ВСН-2-80-100 (Госреестр № 24604-12);
- преобразователь давления измерительный «АИР-20Ех/М2-Н» (Госреестр № 46375-11);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);
- манометр для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91).
БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти, плотности 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:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10);
- преобразователь давления измерительный «АИР-20Ех/М2-Н» (Госреестр № 46375-11);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);
- манометр для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91);
- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (Госреестр № 48218-11);
- два пробоотборника для автоматического отбора проб «Стандарт-А»;
- пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»;
- место для подключения поточного плотномера;
- место для подключения устройства для определения содержания свободного газа УОСГ-100СКП или пикнометрической установки.
Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МР.
На узле подключения передвижной поверочной установки установлены:
- два датчика давления Сапфир-22МТ модели 2154 (Госреестр № 15040-06);
- два термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);
- два термометра ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91).
- два манометра для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 (Госреестр № 15066-09);
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора «Кристалл» на базе персонального компьютера, 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 КМХ МР по передвижной поверочной установке;
- КМХ рабочего МР по контрольно-резервному МР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К нижнему уровню относится ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 (далее - ИВК). К метрологически значимой части ПО относится операционная система ИВК, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К верхнему уровню относится ПО АРМ оператора «Кристалл» (далее - АРМ), обеспечивающий отображение мнемосхемы СИКНС и измеренных данных, управление автоматизированными объектами, формирование отчетов, хранение и просомтр 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.
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, механического опломбирования ИВК, ведения внутреннего журнала фиксации событий на обоих уровнях ПО.
Уровень защиты ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соовтетствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 24.75.04 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9111 |
Таблица 2 - Идентификационные данные АРМ оператора «Кристалл»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcOil.dll | CalcPov.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.0.1 | 2.0.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8DCAF15C | A1BBEAF4 |
Технические характеристики
Таблица 3
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 5 до 25 |
| Рабочий диапазон температуры, °С | от 5 до 45 |
| Рабочий диапазон давления, МПа | от 0,7 до 2,5 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 877 до 925 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 10,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры,°С | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности к диапазону измерений давления, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм2, % | ±0,35 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
1. Единичный экземпляр СИКНС.
2. Инструкция по эксплуатации СИКНС.
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0092-2015 МП.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0092-2015 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 30.09.2015 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- установка передвижная поверочная 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08) или калибратор измерительных каналов КИК-М (Госреестр № 32639-06);
- рабочий эталон 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.614-2013;
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-05);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
Инструкция «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой АО «ГРИЦ», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.21733.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
2 ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
3 ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
4 ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного (массы и объема) жидкости
5 ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
6 Техническая документация ООО «Итом-Прогресс».
64076-16: Методика поверки НА.ГНМЦ.0092-15 МПСкачать608.3 Кб