Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Софинско-Дзержинская" ЦПНГ-6 Нет данных

Описание

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Софинско-Дзержинская" ЦПНГ-6 Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 71735-18 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 4. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: АО "Самаранефтегаз", г.Самара.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 3 года
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 параметров нефти сырой на УПСВ "Софинско-Дзержинская" ЦПНГ-6 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 параметров нефти сырой на УПСВ "Софинско-Дзержинская" ЦПНГ-6 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
71735-18
НаименованиеСистема измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Софинско-Дзержинская" ЦПНГ-6
Обозначение типаНет данных
ПроизводительАО "Самаранефтегаз", г.Самара
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)3 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 4
НазначениеСистема измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Софинско-Дзержинская» ЦПНГ-6 (далее - СИКНС) предназначена для измерений массового расхода и массы сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
ОписаниеПринцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры и влагосодержания. СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов. СИКНС состоит из: блок измерительных линий (далее - БИЛ) DN 100, 1 рабочая и 1 контрольно-резервная измерительные линии (далее - ИЛ); блок измерений параметров качества нефти сырой (далее - БИК); СОИ. Каждая ИЛ СИКНС включает в свой состав счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный номер 42953-15), (далее - счетчик-расходомер массовый), датчик давления Метран-55 (регистрационный номер 18375-08), термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98). БИК включает в свой состав влагомер нефти сырой ВСН-2 (регистрационный номер 24604-12), модификация ВСН-2-50-30; датчик давления Метран-55 (регистрационный номер 18375-08); термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98); расходомер жидкости турбинный типа PTF (регистрационный номер 11735-00), исполнение PTF-50. СОИ включает в свой состав комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный номер 43239-15) (далее - ИВК). Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций: автоматическое измерение массы сырой нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и влагосодержания нефти; местное измерение давления и температуры сырой нефти; автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти, используя результаты измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, результаты измерений в лаборатории массовой концентрации хлористых солей, а также вычисленное по результатам измерений объемной доли воды значение массовой доли воды; автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочего счетчика-расходомера массового с помощью контрольного счетчика-расходомера массового; автоматизированный контроль метрологических характеристик и поверка счетчиков-расходомеров массовых с помощью передвижной поверочной установки; защиту оборудования и средств измерений от механических примесей; автоматический и ручной отбор пробы в БИК; регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов; защиту системной информации от несанкционированного доступа; индикация, регистрация, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров; контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров; формирование и хранение отчетов об измеренных и вычисленных параметрах; защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС реализовано на базе ИВК и «Rate АРМ оператора УУН». ПО СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа. ПО СИКНС разделено на ПО нижнего и верхнего уровней. ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой разграничения уровней доступа паролями. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО Formula.oRate АРМ оператора УУН
Номер версии (идентификационный номер) ПО 6.102.3.1.1
Цифровой идентификатор ПО24821СЕ6F0737B4F
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспеченияCRC32CRC32
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Измеряемая средасырая нефть
Диапазоны входных параметров измеряемой среды:
массы сырой нефти за час, тот 15,0 до 200,0
избыточного давления, МПа, не более6,0
температуры, °Сот 0 до +40
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти: от 0 до 10 % включ. св. 10 до 20 % включ. св. 20 до 30 % включ.±0,7 ±1,6 ±1,8
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристикиЗначение
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в лаборатории, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти: от 0,03 до 10,00 % включ. св. 10 до 20 % включ. св. 20 до 30 % включ. ±3,1 ±3,6 ±4,2
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА±0,015
Пределы допускаемой основной относительной погрешности подсчета количества импульсов, %±0,005
Физико-химические свойства измеряемой среды: плотность обезвоженной дегазированной сырой нефти, приведенная к +20 °С, кг/м3 кинематическая вязкость, мм2/с объемная доля воды в сырой нефти, %, не более массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, мг/дм3 массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, % объемная доля растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях, м3/м3 плотность растворенного газа в сырой нефти, при стандартных условиях, кг/м3 свободный газот 830,6 до 840,1 от 4,012 до 7,716 30 от 197 до 525 от 0,010 до 0,012 от 1,970 до 6,596 от 1,085 до 1,205 не допускается
Таблица 3 - Основные технические характеристики Наименование характеристики Значение Параметры электропитания: напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ частота, Гц 50±1 Потребляемая мощность, В·А, не более 400 Габаритные размеры площадки СИКНС, мм, не более: длина 9000 ширина 1500 высота 2000 Условия эксплуатации СИКНС: а) температура окружающей среды, °С: в месте установки ИЛ в месте установки БИК, СОИ б) относительная влажность, % в) атмосферное давление, кПа от -40 до +40 от +15 до +35 от 30 до 80, без конденсации от 84,0 до 106,7 Средний срок службы, лет, не менее 10
КомплектностьТаблица 4 - Комплектность СИКНС
НаименованиеОбозначениеКоличество
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Софинско-Дзержинская» ЦПНГ-6, заводской № 4-1 шт.
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Софинско-Дзержинская» ЦПНГ-6. Паспорт-1 экз.
Технологическая инструкция АО «Самаранефтегаз». Эксплуатация системы измерения количества и параметров нефти сырой № 2 на установке предварительного сброса воды «Софинско-Дзержинская» цеха подготовки нефти и газа № 6П4-04 ТИ-001 ЮЛ-0351 экз.
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Софинско-Дзержинская» ЦПНГ-6. Методика поверкиМП 1312/5-311229-20171 экз.
Поверка осуществляется по документу МП 1312/5-311229-2017 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Софинско-Дзержинская» ЦПНГ-6. Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 13 декабря 2017 г. Основные средства поверки: средства измерений в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС; калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ((0,02 % показания + 1 мкА), диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0…9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 12 В, погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения). Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКНС с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Софинско-Дзержинская» ЦПНГ-6 Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 года «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
ЗаявительАкционерное общество «Самаранефтегаз» (АО «Самаранефтегаз») ИНН 6315229162 Адрес: 443071, Самарская область, г. Самара, Проспект Волжский, 50 Телефон (факс): (846) 333-02-32, (846) 333-45-08 Web-сайт: http://samng.ru E-mail: info@samng.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП» Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, офис 7 Телефон (факс): (843) 214-20-98, (843) 227-40-10 Web-сайт: http://www.ooostp.ru E-mail: office@ooostp.ru Аттестат аккредитации ООО Центр Метрологии «СТП» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311229 от 30.07.2015 г.