Система измерений количества и показателей качества нефти 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 59786-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 76. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 1 год
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система измерений количества и показателей качества нефти 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система измерений количества и показателей качества нефти 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
59786-15
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительМежрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 76
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее – СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и автоматизированных измерений массы нетто нефти при ведении учетных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и ОАО «Северо-Западные МН».
ОписаниеИзмерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений – с помощью расходомеров массовых. Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (далее – БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), блока поверочной установки (далее – ПУ), системы обработки информации (далее – СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Блок фильтров состоит их двух коллекторов DN 250, двух фильтров сетчатых с быстросъемной крышкой «МИГ-ФБ-200-4,0», запорной арматуры DN 200. Для измерения перепада давления на каждом фильтре установлены преобразователь давления измерительныйе Deltabar S PMD с калиброванным диапазоном измерений от 0 до 0,4 МПа и пределами допускаемой относительной погрешностью ±0,075 %, манометры на входе и выходе фильтра. БИЛ состоит из трех блоков – БИЛ1, БИЛ2 и БИЛ3. В состав БИЛ1 входят две рабочие измерительные линии (далее – ИЛ). В состав БИЛ2 входит одна рабочая ИЛ. В состав БИЛ3 входит одна резервная ИЛ. В каждой ИЛ установлены следующие средства измерений: - расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 (далее – преобразователь расхода) с диапазоном измерений массового расхода от 80 до 800 т/ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода не более ± 0,25 %; - преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С; - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности, вязкости нефти, объемной доли воды в нефти, и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения показателей качества нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства: - два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) с диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,3 кг/м3; - два расходомера массовых Promass (рабочий и резервный) с первичным преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40 с диапазоном измерений расхода нефти от 1 до 45 т/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 5 %; - два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) с диапазоном измерения объемной доли воды от 0,01 % до 2,0 % и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности измерения ± 0,05 %; - два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829 (рабочий и резервный) с диапазоном измерений динамической вязкости от 0,5 до 100 мПа•с и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности измерений динамической вязкости: ±0,2 мПа•с в диапазоне от 0,5 до 10 мПа•с; ± 1 мПа•с в диапазоне от 10 до 100 мПа•с; - прибор УОСГ-100 СКП с диапазоном измерений давления от 0 до 10 МПа и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений давления не более ± 0,1 МПа, с диапазоном измерений изменения вместимости от 0 до 30·10-6 м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений изменения вместимости не более: ± 0,2·10-6 м3 – в диапазоне от 0 до 10·10-6 м3 и ±0,4·10-6 м3 – в диапазоне от 10·10-6 до 30·10-6 м3; - анализатор давления насыщенных паров автоматический поточный MINIVAP ON-LINE с диапазоном измерения давления насыщенных паров от 0 до 1 МПа и пределом допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С; - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры; - два изокинетических пробоотборника Clif Mock True Cut С-22 (рабочий и резервный); - пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р» с диспергатором; - термостатирующий цилиндр для проведения контроля метрологических характеристик (далее – КМХ) поточных преобразователей плотности жидкости измерительных 7835; - два циркуляционных насоса GSA 1,5x1x6H C A4 49 (рабочий и резервный); - узела подключения пикнометрической установки. В состав блока ПУ входят: - установка поверочная двунаправленная 2-го разряда с диапазоном измерений от 40 до 400 м3/ч и пределами допускаемой основной относительной погрешности ( 0,1 %; - два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - два преобразователя измерительных iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С; - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной поверочной установки 1-го разряда при проведении поверки установки поверочной двунаправленной 2-го разряда либо, в случае необходимости, расходомеров массовых Promass, установленных в БИЛ. На узле подключения передвижной ПУ установлены: - два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - два преобразователя измерительных iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С; - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. На входном коллекторе СИКН установлены: - преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - манометр для местной индикации давления; - два индикатора фазового состояния - пробозаборное устройство МВПТ-А-250-6,3-1п. На выходном коллекторе СИКН установлены: - преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С; - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. Система обработки информации состоит из: - два контроллера измерительных FloBoss S600 (рабочий и резервный) с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении массы, расхода и объема ±0,01%; - преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н с диапазоном входного тока от 0 до 24 мА и пределами допускаемой приведенной погрешности преобразования ±0,02%. - два автоматизированных рабочих места оператора (рабочего и резервного) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», предназначенных для визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами работы СИКН. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч); автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т); автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности нефти (кг/м3), объемной доли воды в нефти (%), динамической вязкости нефти (мПа•с), давления насыщенных паров нефти (кПа), массового расхода нефти через БИК (т/ч); вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти; поверку и КМХ преобразователей расхода по стационарной ПУ или передвижной ПУ; поверку стационарной ПУ по передвижной поверочной установке 1-го разряда; автоматический отбор объединенной пробы нефти; ручной отбор точечных проб нефти; регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти. Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее – контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относятся архив «vxworks.bin.05.bin», характеризующий операционную систему контроллера. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров измерительных FloBoss S600 № 1551014-06, выдано ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г. К ПО верхнего уровня относится ПО програмный комплекс «Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-015/04-2014 от 20.03.2014 г. ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО програмный комплекс «Cropos» относятся файлы «doc.exe», «poverka.exe», «dens.exe». В ПО СИКН 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 системы паролей; - ведением внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (рабочего и резервного):
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО280513res
Номер версии (идентификационный номер) ПО405
Цифровой идентификатор ПО0179
Другие идентификационные данные (если имеются)-
Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» (рабочего и резервного): Идентификационные данные (признаки) Значение Идентификационное наименование ПО poverka.exe doc.exe dens.exe Номер версии (идентификационный номер) ПО - - - Цифровой идентификатор ПО 992D9511 B768BE77 81458CA4 Другие идентификационные данные (если имеются) - - -
Метрологические и технические характеристикиРабочая среда нефть по ГОСТ Р 51858-2002 Диапазон измерений массового расхода, т/ч от 130 до 834 Рабочий диапазон температуры нефти, °С от +5 до +40 Рабочий диапазон давления нефти, МПа: от 0,3 до 1,0 Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 от 805 до 850 Вязкость нефти кинематическая, мм2/с - при температуре 20 °С, не более - в рабочем диапазоне температур 6,0 от 2,5 до 25 Массовая доля воды в нефти, %, не более 0,5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С ±0,2 Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % ±0,5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 ±0,3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % ±0,25 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % ±0,35
Комплектность Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН. Инструкция по эксплуатации СИКН. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0054-14 МП. Паспорт.
Поверкаосуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0054-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 16.09.2014 г. Перечень эталонов применяемых при поверке: - поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002; - устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08); - комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86); - рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002; - калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07); - калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05). Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений». «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений: осуществление торговли и товарообменных операций.
Заявитель Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика») 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24 тел/факс (347) 228-81-70 E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru
Испытательный центр Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань. 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а; Тел./факс: (843) 295-30-47; 295-30-96; E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ОП ГНМЦ «ОАО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30141-10 от 01.03.2010 г.