Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «ГРИЦ» (СИКНС) предназначена для определения количества и параметров нефти при приемо-сдаточных операциях между ОАО «ГРИЦ» и НГДУ "Нурлатнефть" представляющее ОАО «Татнефть».
Описание
Принцип СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти, реализованного с помощью массового расходомера при проведении товарно-коммерческих операций по блоку измерительных линий.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами её компонентов.
СИКНС состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF-300-рабочая линия (МР1) (№454115-10);
- счетчик расходомер массовый Micro Motion CMF-300 контрольно-резервная линия (МР2) (№454115-10);
- ультразвуковой расходомер UFM 3030K-1Ex (№45410-10);
- влагомер поточный УДВН-1пм (№ 14557- 10);
- датчик давления «Сапфир-22МТ» (№15040-06);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех (№15200-06);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ4 (№303-91);
- преобразователь первичный измерительный объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (№19850-04);
- газоанализатор Анкат-7621 (№16625-97);
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе сертифицированного прикладного программного обеспечения. (Свидетельство об аттестации № 22753-02 выдано ФГУП «ВНИИР»).
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое вычисление массы нефти сырой в рабочем диапазоне (т);
- автоматическое измерение температуры (°С) и давления (МПа) нефти;
- автоматическое измерение объемного содержания воды в нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик МР1 и МР2 по передвижной поверочной установки;
- контроль метрологических характеристик рабочего МР1 по контрольному МР2;
- формирование и архивирование в АРМ оператора трендов измеренных величин;
- вывод на печать отчетных документов и трендов;
- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью многоуровневой системы доступа с паролями;
- регистрацию и хранение результатов измерений и вычислений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение реализовано на базе контроллера «OCTOPUS» и представляет собой двухуровневую компьютерную систему для преобразования параметров давления, температуры, плотности, расхода и влагосодержания транспортируемой нефти и нефтепродуктов с последующим расчетом объема и массы, а также предоставления оперативных, сменных и суточных отчетов количества и качества перекаченной нефти.
Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Идентиф икаци-онное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| Комплекс измерительновычислительный «OCTOPUS» прикладное программное обеспечение | ИВК «octopus» | 2.01 | FA5B9001 | CRC32 |
| Автоматизированное рабочее месте операто-P;i«RATE. APM оператора УУН» | «rate. apm оператора УУН» РУУН 207 АВ | 2.3.1.1 | B6D270DB | CRC32 |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики системы измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «ГРИЦ».
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений имеет уровень С (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).
Технические характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы сырой нефти, % по рабочей, резервной линиям по резервно - контрольной линии
±0,25
±0,20
от 10 до 90 нефть сырая
от 0 до плюс 45 от 0,2 до 2,0
1 ( 1 резервно-контрольная);
1 (1 рабочая).
Диапазон измерений расхода, т/ч
Рабочая среда
Диапазон измерений температуры нефти, °С
Диапазон измерений давления нефти, МПа Количество измерительных линий, шт.:
- БИЛ №1 (на базе МР2)
- БИЛ №2 (на базе МР1)
Знак утверждения типа
наносится на специальную табличку, закрепленную в верхней части по центру трубной обвязки системы, методом наклейки и в верхней части по центру титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
| СИКНС в составе согласно инструкции по эксплуатации. | 1шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС. | 1шт. |
| «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров | |
| нефти сырой ОАО «ГРИЦ». Методика поверки». | 1шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 50174-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «ГРИЦ». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 19.08.2011 г.
Средства поверки:
- мобильная эталонная установка МЭУ-100-4,0 с пределом допускаемой относительной погрешности 0,1 %;
Сведения о методах измерений
МИ 3032-2007 «Рекомендация ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «ГРИЦ», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 12.06.2008г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
2. МИ 2693-2001 «Рекомендация. ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основное положение».
3. Техническая документация СП ЗАО «ИТОМ».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
