- Главная
- Госреестр средств измерений
- Система измерений количества и показателей качества нефти 276 на ПСП "Оса"
Описание
Система измерений количества и показателей качества нефти 276 на ПСП "Оса" — техническое средство с номером в госреестре 77591-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 439. Имеет обозначение типа СИ: . Произведен предприятием: АО "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 276 на ПСП "Оса" .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 276 на ПСП "Оса" .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 |  | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Номер в госреестре | 77591-20 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 276 на ПСП "Оса" | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Обозначение типа | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Производитель | АО "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.№ 439 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Назначение | Система измерений количества и показателей нефти № 276 на ПСП «Оса» (далее – СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Прикамье» при сдаче нефти на ПСП «Оса». | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Описание | Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением расходомеров массовых. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки, входного и выходного коллекторов, системы обработки информации (СОИ). БФ состоит из двух фильтров сетчатых МИГ-ФБ-200-1,6, укомплектованных следующими средствами измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и техническими средствами: - преобразователи давления измерительные 3051 моделей 3051TG и 3051CD (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15); - манометры для местной индикации давления нефти. БИЛ состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий (ИЛ). В состав каждой ИЛ входят: - расходомер массовый Promass 84F DN 150 (далее – массомер, регистрационный №15201-11); - преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15); - преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (регистрационный № 22257-11) или датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16); - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. В состав узла подключения передвижной поверочной установки входят: - преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15); - преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (регистрационный № 22257-11) или датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16); - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. БИК выполняет функции измерений, оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012 с лубрикатором, установленного на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства: - два (рабочий и резервный) преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (регистрационный № 52638-13); - преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15); - преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (регистрационный № 22257-11) или датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16); - два (рабочий и резервный) влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15); - два (рабочий и резервный) преобразователя плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15); - счетчик-расходомер массовый Micro Motion R100 (регистрационный № 45115-16); - анализатор серы общей рентгеноабсорционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT (регистрационный № 47395-17); - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры; - две системы автоматического отбора проб Cliff Mock (рабочая и резервная); - пробоотборник ручной с диспергатором по ГОСТ 2517-2012; - два узла подключения пикнометрической установки; - термостатируемый цилиндр. На входном коллекторе установлены следующие средства измерений и технические средства: - преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15); - манометр для местной индикации давления; - два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М (рабочий и резервный). На выходном коллекторе установлены следующие средства измерений и технические средства: - преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15); - преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (регистрационный № 22257-11) или датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16); - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: - два (основной и резервный) контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 64224-16); - комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix PAC (регистрационный № 51228-12); - преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н (регистрационный№ 42693-15); - барьеры искрозащиты серии Z (регистрационный № 22152-07); - два автоматизированных рабочих места (АРМ) оператора (основное и резервное) с программным комплексом «Cropos» на базе персонального компьютера, оснащенного монитором, клавиатурой, манипулятором типа «мышь» и печатающим устройством. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: автоматическое измерение массы брутто нефти; автоматизированное вычисление массы нетто нефти; автоматическое измерение технологических параметров (температуры и давления); автоматическое измерение показателей качества нефти; отображение (индикацию), регистрацию и архивирование результатов измерений; поверку СИ преобразователей расхода на месте эксплуатации без прекращения учетных операций; КMX преобразователей расхода на месте эксплуатации без прекращения учетных операций; отбор объединенной пробы нефти по ГОСТ 2517-2012; получения посменных, суточных и месячных, отчетов, актов приема-сдачи нефти и журналов регистрации показаний средств измерений с выводом данных на дисплей и на печатающее устройство; дистанционное управление запорной арматурой; контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результат измерения СИКН. Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Программное обеспечение | Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - контроллеров) и комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе платформы Logix PAC. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система контроллеров измерительных FloBoss S600+. ПО комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе o PLC не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.
К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий 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, вычисление массы нетто и формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».
Идентификационные данные ПО контроллеров приведены в таблице 1.
Идентификационные данные ПО программного комплекса «Cropos» приведены в таблице 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Метрологические и технические характеристики |
Таблица 3 – Метрологические характеристики
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Комплектность |
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Поверка | осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0318-19 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 276 на ПСП «Оса». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 19.04.2019 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон 1-го или 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; - рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002 в диапазоне значений от 600 до 1000 кг/м3 и пределами абсолютной погрешности ±0,1 кг/м3; - рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда поГОСТ 8.025-96 в диапазоне значений от 4,0·10-7 до 1,0·10-1 м2/с и пределами относительной погрешности ±0,2 %; - средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ 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 № 276 на ПСП «Оса» ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений Государственная поверочная схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечьня 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» (в редакции приказа Минэнерго России от 24.04.2018 № 306) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Заявитель | Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») ИНН 0278005403 Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24 Телефон: +7 (347) 228-44-36 Факс: +7 (347) 228-80-98 E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru Web-сайт: http://www.nefteavtomatika.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 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. |
