Система измерений количества и показателей качества нефти 566 ПСП "Талаканское" АО "ВЧНГ"

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 566 ПСП "Талаканское" АО "ВЧНГ" — техническое средство с номером в госреестре 77587-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. 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 566 ПСП "Талаканское" АО "ВЧНГ" .

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 566 ПСП "Талаканское" АО "ВЧНГ" .

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
77587-20
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 566 ПСП "Талаканское" АО "ВЧНГ"
Обозначение типа
ПроизводительАО "Нефтеавтоматика", 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.№ 01
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» АО «ВЧНГ» (далее по тексту – СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества нефти при ведении учетных операций приема-сдачи нефти между АО «ВЧНГ» и ООО «Транснефть - Восток».
ОписаниеПринцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением счетчиков-расходомеров массовых. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу. Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту – БИК), блока 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. В состав БФ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и технические средства: – три фильтра МИГ-ФБ-200-4,0; – преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10); – манометры для местной индикации давления. БИЛ состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий (ИЛ). В состав каждой ИЛ входят следующие СИ и технические средства: – счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели DS600 (далее по тексту – СРМ) (регистрационный № 13425-06); – преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10); – преобразователь измерительный 644 Н (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05 или № 22257-11) или датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08); – манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. На входном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства: – преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10); – два индикатора фазового состояния ИФС-1В-700М; – пробозаборное устройство щелевого типа; – манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства: – преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10); – преобразователь измерительный 644 Н (регистрационный № 14683-04 или № 39539-08) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05 или № 22257-11); – манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. В БИК установлены следующие СИ и технические средства: – преобразователь измерительный 644 Н (регистрационный № 14683-04 или № 39539-08) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05 или № 22257-11); – преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10); – преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 15644-06); – два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05); – прибор УОСГ-100СКП (регистрационный № 16776-06); – два расходомера UFM 3030 (регистрационный № 32562-06 и/или № 48218-11); – два автоматических пробоотборника (рабочий и резервный) «Стандарт-А»; – пробоотборник для ручного отбора КТС «Стандарт-Р» с диспергатором; – термостатирующий цилиндр; – узел подключения пикнометрической установки или эталонного плотномера; – манометры и термометр для местной индикации давления и температуры. В состав ПУ входят следующие СИ и технические средства: – установка поверочная СР (регистрационный № 27778-04); – преобразователь измерительный 3144 Р (регистрационный № 14683-04 или № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05 или № 22257-11); – преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10); – преобразователь расхода жидкости Daniel модели S0257307-730ME, применяемый в качестве компаратора; – манометры и термометр для местной индикации давления и температуры. В СОИ системы входят следующие СИ и технические средства: – два контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 64224-16); – комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix D (регистрационный № 64136-16); – преобразователь измерительный постоянного тока ПТН-Е2Н (регистрационный № 42693-09 или № 42693-15); – два автоматизированных рабочих места (АРМ) оператора (основное и резервное). Каждое АРМ оператора имеет в своем составе персональный компьютер с программным обеспечением в комплекте с монитором, клавиатурой и принтером. Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций: - автоматическое измерение массы и массового расхода нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти; - дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти; - автоматический контроль метрологических характеристик рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ; - автоматический контроль метрологических характеристик рабочих СРМ и контрольно-резервного СРМ по компакт-пруверу; - защиту оборудования и средств измерений от механических примесей; - отбор пробы в БИК; - измерение плотности и влагосодержания нефти; - определение наличия свободного газа в нефти; - регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов; - защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН состоит из ПО АРМ оператора и ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту – измерительных контроллеров). ПО измерительных контроллеров относится к нижнему уровню ПО СИКН. К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл каждого измерительного контроллера – файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется измерительный контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса. 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 СИКН, приема и обработки управляющих команд оператора, отображения отчетных документов, формирования трендов и журнала событий. Конструкция СИКН исключает возможность несанкционированного влияния на ПО СИКН и измерительную информацию. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется: - Ограничением физического доступа к оборудованию СОИ СИКН. Измерительные контроллеры и системные блоки АРМ оператора расположены в запираемых шкафах, которые установлены в помещении ограниченного доступа. - Разграничением прав доступа к СОИ СИКН для различных групп пользователей с помощью механизма ролевого доступа. - Ведением на АРМ оператора и измерительных контроллерах журналов фиксации событий и действий пользователей. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО Linux Binary.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО 06.25
Цифровой идентификатор ПО 1990
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОСRС 16
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО АРМ оператора
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.41.0.0
Цифровой идентификатор ПО 16ВВ1771
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОCRC32
Метрологические и технические характеристикиТаблица 3 –Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/чот 100 до 1244
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %±0,35
Таблица 4 – Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Измеряемая среданефть по ГОСТ Р 51858-2002
Характеристики измеряемой среды: – диапазон плотности, кг/м3 – диапазон давления, МПа – диапазон температуры, (С – массовая доля воды, %, не более – массовая доля механических примесей, %, не более – массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более – вязкость в рабочем диапазоне температур, сСт, не более – давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) – содержание свободного газаот 830 до 870 от 0,2 до 1,13 от +5,0 до +30,0 0,5 0,05 100 25 от 35,3(265) до 66,7 (500) отсутствует
Режим работы СИКНпостоянный
Параметры электропитания – напряжение питания сети, В – частота питающей сети, Гц 50±0,4
Средний срок службы с момента ввода в промышленную эксплуатацию, лет, не менее10
Средняя наработка на отказ, час20 000
КомплектностьТаблица 5 – Комплектность средства измерений
Наименование ОбозначениеКоличество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» АО «ВЧНГ», заводской №01-1 шт.
Инструкция по эксплуатации СИКН-1 экз.
Методика поверкиНА.ГНМЦ.0323-19 МП1 экз.
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0323-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» АО «ВЧНГ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 31.05.2019 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (компакт-прувер) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1%; - 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 № 566 ПСП «Талаканское» АО «ВЧНГ» 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 ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений 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
ЗаявительАкционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») ИНН 0278005403 Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24 Телефон: +7 (347) 292-79-10, +7 (347) 292-79-11, +7 (347) 279-88-99, 8-800-700-78-68 Факс: +7 (347) 228-80-98, +7 (347) 228-44-11 Web: www.nefteavtomatika.ru E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.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, 8-800-700-78-68 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.