Система измерений количества и показателей качества нефти 1512 АО "РНГ" Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 1512 АО "РНГ" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 72681-18 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 466. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг", 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 1512 АО "РНГ" 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 1512 АО "РНГ" 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
72681-18
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 1512 АО "РНГ"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "НПП "Нефтегазинжиниринг", 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.№ 466
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ» (далее – СИКН) предназначена для измерения массы брутто и определения массы нетто нефти.
ОписаниеПринцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее – МПР). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (далее – БФ), блока измерительных линий (далее – БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее – ПУ), системы сбора и обработки информации (далее – СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. БФ состоит из входного и выходного коллекторов и двух линий. На входном коллекторе БФ установлены следующие средства измерений (далее – СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства: - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15); - манометр для местной индикации давления. На каждой линии БФ установлены следующие СИ и технические средства: - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15); - фильтр Ду 150; - манометры для местной индикации давления. БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее – ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ. На входном коллекторе БИЛ установлены следующие технические средства: - пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012. На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства: - счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-16); - датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16); - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15); - манометр и термометры для местной индикации давления и температуры. На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства: - датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16); - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15); - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство. В БИК установлены следующие СИ и технические средства: - два преобразователя плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16); - два преобразователя плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM (регистрационный № 62129-15); - два влагомера поточных моделей L и F (регистрационный № 56767-14); - расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный№ 57762-14); - четыре датчика температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16); - три преобразователя давления измерительных 3051 (регистрационный № 14061-15); - два автоматических пробоотборника Cliff Mock для автоматического отбора проб; - ручной пробоотборник для ручного отбора проб; - место для подключения плотномера, пикнометрической установки и УОСГ-100; - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее – КМХ) МПР и поверки установки трубопоршневой ТПУ «Сапфир-М НГИ» по передвижной ПУ. На узле подключения передвижной ПУ установлены два датчика температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16). СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (регистрационный № 52866-13), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора, оснащенные монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством. Поверку и КМХ МПР проводят с помощью блока ПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие СИ и технические средства: - установка трубопоршневая ТПУ «Сапфир-М НГИ» (регистрационный№ 67690-17); - два преобразователя давления измерительных 3051 (регистрационный № 14061-15); - два датчика температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16); - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. 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 объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м3), вязкости (сСт), температуры (°С) и давления (МПа); вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти; вычисление плотности нефти (кг/м3), приведенной к стандартным условиям, к условиям измерения в блоке ПУ, к условиям измерения в выходном коллекторе; вычисление кинематической вязкости (м2/с), приведенной к условиям измерений, к плюс 20 °С; поверку и КМХ МПР по стационарной и передвижной ПУ; КМХ МПР, установленого на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольно-резервной ИЛ; поверку стационарной ПУ по передвижной ПУ; автоматический отбор объединенной пробы нефти; ручной отбор точечной пробы нефти; регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти; защита информации от несанкционированного доступа. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее – ПО) СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее – ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК. К ПО верхнего уровня относится генератор отчетов АБАК REPORTER автоматизированного рабочего места (далее – АРМ оператора), выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов. ПО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии сР 50.2.077-2014. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО СИКН
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО mDLL.dllAbak.bex
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.1.4.141.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)7c42a17d6418a5348 65ea6eae1d36a3c4069091340
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5CRC-32
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений массового расхода, т/чот 29,76 до 297,6
Относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %±0,25
Относительная погрешность измерений массы нетто нефти, %±0,35
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Измеряемая среданефть по ГОСТ Р 51858-2002
Диапазон плотности измеряемой среды при +20 (С, кг/м3от 860 до 895
Диапазон температуры измеряемой среды, (С от +15 до +50
Диапазон давления измеряемой среды, МПаот 0,7 до 10,0
Массовая доля воды, %, не более0,5
Содержание свободного газаотсутствует
Параметры электропитания - напряжение питания сети, В - частота питающей сети, Гц400±40/230±23 50±0,4
Габаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм14 210х11 120х4 760
Продолжение таблицы 3
Масса, кг42 000
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПаот -60 до +35 от 20 до 90 от 96 до 104
Режим работы СИКНнепрерывный
Средний срок службы, лет25
Средняя наработка на отказ, ч20 000
Комплектность Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование ОбозначениеКоличество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ», зав. № 466-1 шт.
Инструкция по эксплуатации СИКН-1 экз.
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ». Методика поверкиНА.ГНМЦ.0216-18 МП1 экз.
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0216-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 24.07.2018 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон единицы объемного расхода жидкости 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов от 30 м3/ч до 300 м3/ч, регистрационный номер 3.6.БКЮ.0010.2018; - рабочий эталон единицы плотности жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002 в диапазоне значений от 600 кг/м3 до 1000 кг/м3, регистрационный номер 3.6.БКЮ.0011.2018; - средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ» ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 «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» Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179 «Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «НПП «Нефтегазинжиниринг» (ООО «НПП «Нефтегазинжиниринг») ИНН 0278093583 Адрес: 450027, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Индустриальное шоссе, д. 55 Телефон: +7 (347) 246-16-38 Факс: +7 (347) 295-92-47
Испытательный центрАкционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Телефон: +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68 Факс: +7 (843) 567-20-10 E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 09.10.2015 г.