Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" Нет данных

Описание

Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 73782-19 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 346_11. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Татинтек", г.Альметьевск.

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 параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" 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 Камышлинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" 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
Номер в госреестре
73782-19
НаименованиеСистема измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Татинтек", г.Альметьевск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 346_11
НазначениеСистема измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее – СИКНС) предназначена для измерений массы, массового расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со скважин Камышлинского месторождения и подлежащей сдаче на УПСВ-1 «Камышла» НГДУ «Нурлатнефть».
ОписаниеИзмерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых (далее – ПР). Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий (далее – БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее – ПУ) и системы сбора и обработки информации (далее – СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти. На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее – СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства: - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP (регистрационный№ 41560-09); - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. В блоке фильтров установлены следующие СИ и технические средства: - преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD (регистрационный№ 41560-09); - три фильтра; - манометры для местной индикации давления. БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее – ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ. На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства: - расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11); - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP (регистрационный№ 41560-09); - манометры для местной индикации давления. Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее – КМХ) ПР по передвижной ПУ. На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства: - влагомер сырой нефти ВСН-АТ (регистрационный № 42678-09); - пробоотборник автоматический Jiskoot; - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP (регистрационный№ 41560-09); - термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 26239-06) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT (регистрационный № 39840-08); - манометры и термометр для местной индикации давления и температуры. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: измерительно-вычислительный контроллер OMNI-3000/6000 (регистрационный № 15066-04), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством. СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций: - автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч); - автоматическое измерение массы сырой нефти (т); - автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды в сырой нефти (%); - поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ; - КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольно-резервной ИЛ; - автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти; - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, 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) СИКНС разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К ПО нижнего уровня относится ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI-3000/6000 (далее – контроллер), 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 контроллера. К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места – «Rate АРМ оператора УУН» (далее – АРМ оператора), выполняющая 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, вычисления массы нетто нефти. ПО СИКНС 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 СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС Идентификационные данные (признаки) Значение АРМ оператора OMNI 6000 Идентификационное наименование ПО «Rate АРМ оператора УУН» - Номер версии ПО (идентификационный номер) 2.3.1.1 24.75.00 Цифровой идентификатор ПО B6D270DB 9267 Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО СRC-32 СRC-16
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений массового расхода, т/чот 10 до 70
Относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %±0,25
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Измеряемая среданефть сырая
Температура измеряемой среды, °Сот 0 до +40
Давление измеряемой среды, МПаот 0,2 до 4,0
Плотность измеряемой среды, кг/м3от 930,0 до 1130,0
Объемная доля воды, %, не более85,0
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более170 000
Массовая доля механических примесей, %, не более0,8
Параметры электропитания, В/Гц380±38, 220±22/50±1
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПаот -47 до +38 от 20 до 90 от 100 до 104
Средний срок службы, лет, не менее15
Средняя наработка на отказ, ч20 000
Режим работы СИКНСнепрерывный
КомплектностьТаблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование ОбозначениеКоличество
Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть», зав. № 346_11-1 шт.
Инструкция по эксплуатации СИКНС-1 экз.
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверкиНА.ГНМЦ.0307-18 МП1 экз.
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0307-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 17.08.2018 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон 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, соответствующему диапазону расходов СИКНС; - средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого 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 Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня 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» 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»
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Татинтек» (ООО «Татинтек») ИНН 1644055843 Адрес: 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Мира, д. 4 Телефон: +7 (8553) 314-707 Факс: +7 (8553) 314-709 E-mail: info@tatintec.ru
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 27.07.2017 г.