|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 215 НГДУ "Джалильнефть" ПАО "Татнефть" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 49С |
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти №215 НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть» (далее по тексту – СИКН) предназначена для измерения количества и показателей качества нефти и для проведения учетных операций с измерением массы брутто нефти с погрешностью не более ± 0,25 % и учетных операций с измерением массы нетто нефти с погрешностью не более ± 0,35 %.
|
| Описание | Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений по результатам измерений:
– объёма нефти с помощью преобразователей расхода (ПР), давления и температуры;
– плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры или в лаборатории.
Конструктивно СИКН состоит из входного и выходного коллекторов, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту – БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (далее по тексту – СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- преобразователь давления измерительный КМ35 (регистрационный № 71088-18);
- манометр для местной индикации давления.
БИЛ состоит из трех рабочих измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM (Ду от 2 до 16 дюймов) (регистрационный № 16128-06) или преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM Dy от 2” до 16” (регистрационный № 16128-10);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный№ 69487-17);
- преобразователь давления измерительный КМ35 (регистрационный № 71088-18);
- датчик давления Метран-22-Ex (регистрационный № 17896-00) или датчик давления «Метран-100» (регистрационный № 22235-01);
- фильтр;
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный№ 69487-17);
- преобразователь давления измерительный КМ35 (регистрационный № 71088-18);
- два пробозаборных устройства по ГОСТ 2517-2012;
- два индикатора фазового состояния;
- 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 жидкости измерительных модели 7835 (регистрационный № 15644-01);
- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7827 (регистрационный № 15642-01);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05);
- преобразователь расхода турбинный НОРД, МИГ-М (регистрационный № 65199-16);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный№ 69487-17);
- преобразователь давления измерительный КМ35 (регистрационный № 71088-18);
- два пробоотборника автоматических «Стандарт-АЛ»;
- пробоотборник ручной;
- место для подключения плотномера, пикнометрической установки и УОСГ-100;
- цилиндр термостатирующий;
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР и поверки стационарной трубопоршневой ПУ по передвижной ПУ.
На узле подключения передвижной ПУ установлены следующие СИ и технические средства:
- два преобразователя измерительных Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- два термопреобразователя сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный№ 69487-17);
- два преобразователя давления измерительных КМ35 (регистрационный № 71088-18);
- два манометра и два термометра для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955 (регистрационный № 15645-01), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора, оснащенные монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
Поверку и КМХ ПР проводят с помощью рабочего эталона 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.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/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;
поверку и КМХ ПР по стационарной или передвижной ПУ;
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 обеспечение | Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955, обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К ПО верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора ПК «Cropos» (далее по тексту – АРМ оператора), выполняющее 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.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО устройств измерения параметров жидкости и газа модели 7955
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | – | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2540 Iss 4.23.00 | | Цифровой идентификатор ПО (CRC32) | – |
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | DENS.EXE | DOC.EXE | POVERKA.EXE | REPORT.EXE | | Номер версии ПО | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.0 | | Цифровой идентификатор ПО (CRC32) | A233871 | 3FFA9330 | 931FD8AF | 794D0A01 |
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии сР 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 3 – Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 250 до 900 | | Относительная погрешность измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 | | Относительная погрешность измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Измеряемая среда | нефть товарная | | Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 840 до 880 | | Температура измеряемой среды, (С | от +5 до +30 |
Продолжение таблицы 4
| Наименование характеристики | Значение | | Давление измеряемой среды, МПа | от 0,22 до 1,8 | | Параметры электропитания
- напряжение, В
- частота, Гц | 380±38, 220±22
50±1 | | Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа | от -33 до +40
80
от 96 до 106,7 | | Режим работы СИКН | непрерывный | | Средний срок службы, лет, не менее | 10 | | Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
|
| Комплектность |
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Система измерений количества и показателей качества нефти №215 НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть», зав. № 49С | - | 1 шт. | | Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. | | Методика поверки | НА.ГНМЦ.0334-19 МП | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0334-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №215 НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 17.01.2019 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;
- 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 №215 НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 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
|
| Заявитель | Открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)
ИНН 0278093583
Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24
Телефон: +7 (347) 228-44-36
Факс: +7 (347) 228-80-98
|
| Испытательный центр | Акционерное 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.
| |
