Система измерений количества и показателей качества нефти 515 ПСП "Игол" ОАО "Томскнефть" ВНК Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 515 ПСП "Игол" ОАО "Томскнефть" ВНК Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 48150-11 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 515. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ОАО "Томскнефть" Восточной нефтяной компании, г.Стрежевой.

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 515 ПСП "Игол" ОАО "Томскнефть" ВНК Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
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 515 ПСП "Игол" ОАО "Томскнефть" ВНК 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
48150-11
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 515 ПСП "Игол" ОАО "Томскнефть" ВНК
Обозначение типаНет данных
ПроизводительОАО "Томскнефть" Восточной нефтяной компании, г.Стрежевой
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 515
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игол» ОАО «Томскнефть» ВНК (далее – СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто товарной нефти.
ОписаниеПринцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений. Масса брутто нефти вычисляется по результатам прямых измерений объема нефти турбинными преобразователями расхода (ПР) и плотности нефти поточным плотномером (ПП). Масса нетто нефти вычисляется как разность массы брутто нефти и массы балласта. Масса балласта вычисляется как общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти, определяемых по результатам лабораторных исследований пробы нефти. СИКН состоит из следующих основных блоков: блок фильтров (БФ); блок измерительных линий (БИЛ); блок измерений показателей качества нефти (БИК); трубопоршневая поверочная установка (ТПУ); система обработки информации (СОИ). Блок фильтров представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую сетчатые фильтры, оснащенные средствами измерений перепада давления нефти. Блок измерительных линий представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую измерительные линии, оснащенные средствами измерений объемного расхода (объема), давления и температуры нефти, задвижками, струевыпрямителями. Блок измерений показателей качества нефти представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений плотности, вязкости, влагосодержания, расхода, температуры и давления нефти, насосами, задвижками, автоматическими пробоотборниками, устройством определения свободного газа. Трубопоршневая поверочная установка представляет собой калиброванный участок трубопровода в комплекте с шаровым поршнем, оснащенный детекторами прохода поршня, средствами измерений температуры и давления нефти. Система обработки информации включает в себя вторичные преобразователи средств измерений, измерительно-вычислительный комплекс и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением и устройством печати. Основные компоненты, входящие в состав СИКН, приведены в таблице 1. Таблица 1
НаименованиеИзготовитель№ по Гос. реестру СИКол-во
Блок фильтров
Фильтры МИГ-Ф-150-4,0ООО «БОЗНА»-3
Преобразователи перепада давления Сапфир-22М-ДДЗАО «Метран-Смарт»11964-913
Блок измерительных линий
Преобразователи расхода жидкости турбинные Smith Meter Sentry c ДУ 4”«Smith Meter Inc», США12750-005
Преобразователи давления измерительные 3051«Rosemount, Inc», США14061-995
Преобразователи измерительные к датчикам температуры 244«Fisher-Rosemount», США14684-005
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65«Emerson Process Management Temperature GmbH», Германия22257-055
Манометры технические МТИООО «Манометр»1844-635
Термометры стеклянные лабораторные ТЛ-4м серии «Labtex»ООО «НПО Лабтех»28208-045
Струевыпрямители МИГ-Л100-4,0--5
Индикатор фазового состояния ИФС-1В-700МОАО «Теплоконтроль»-1
Блок измерений показателей качества нефти
Денсиметры SARASOTA мод. 960«Onix Measurement Ltd», Великобритания19879-002
Влагомер нефти поточный модели LC«Phase Dynamics Inc», США16308-021
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827«Solartron Mobrey Limited», Великобритания15642-011
Преобразователь давления измерительный 3051«Rosemount, Inc», США14061-991
Преобразователь измерительный к датчику температуры 244«Fisher-Rosemount», США14684-001
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65«Emerson Process Management Temperature GmbH», Германия22257-051
Манометр технический МТИООО «Манометр»1844-631
Термометр ртутный стеклянный лабораторныйОАО «Термоприбор»303-911
Прибор УОСГ-100 СКПООО НПЦ «СКПнефть»16776-061
Счетчик нефти турбинный МИГ-40ООО «БОЗНА»12186-021
Пробоотборники «Стандарт-А»--2
Пробоотборник «Стандарт-Р»--1
Трубопоршневая поверочная установка
Установка поверочная трубопоршневая стационарная «Прувер С-500-0,05»АО «Нефтемаш» 17630-981
Преобразователь давления измерительный 3051 «Rosemount, Inc», США14061-992
Преобразователь измерительный к датчику температуры 244«Fisher-Rosemount», США14684-002
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65«Emerson Process Management Temperature GmbH», Германия22257-052
Манометр технический МТИООО «Манометр»1844-632
Термометр ртутный стеклянный лабораторныйОАО «Термоприбор»303-912
Система обработки информации
Блок электронный НОРД-Э3МООО «БОЗНА»37268-081
Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951«Solartron Mobrey Limited», Великобритания15645-011
Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭКООО НПП «ТЭК»44582-101
АРМ оператора с ПО «Визард СИКН»--2
Примечание: Допускается применять другие средства измерений и оборудование, допущенные к применению в установленном порядке, с аналогичными или лучшими метрологическими и техническими характеристиками
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002.
Программное обеспечениеНа АРМ оператора установлено аттестованное программное обеспечение (ПО) «Визард СИКН». Свидетельство об аттестации № АПО-209-13 от 26.05.2011 г. Структурная схема ПО «Визард СИКН» представлена на рисунке 1. Рисунок 1 – Структурная схема ПО «Визард СИКН» ПО «Визард СИКН» обеспечивает выполнение следующих основных функций: 1) ручной ввод уставок, технологических и учетных параметров; 2) отображение и автоматическое обновление на АРМ оператора текущих значений технологических и учетных параметров; 3) формирование: - журнала событий; - журнала тревог; - трендов; - отчетов; - журнала регистрации показаний средств измерений СИКН; - паспорта качества нефти; - акта приема-сдачи нефти; 4) запись и хранение архивов посредством СУБД "MS SQL"; 5) печать отчетной документации; 6) управление исполнительными устройствами; 7) вычисление массы нетто при ручном вводе с АРМ оператора параметров нефти, определенных в лаборатории; 8) выполнение поверки ТПР по ТПУ; 9) выполнение контроля метрологических характеристик ТПР по ТПУ; 10) выполнение контроля метрологических характеристик ПП по ПП и по ареометру; 11) обеспечение защиты ПО «Визард СИКН», данных архива и системной информации от несанкционированного доступа. Идентификационные данные ПО «Визард СИКН» приведены в таблице 2. Таблица 2
Наименование ПОИдентификационное наименование ПОНомер версии (идентификационный номер) ПОЦифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Программное обеспечение АРМ оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН»«Визард СИКН»v.1/1/1/1235Для модуля «КМХ ПП по ареометру»: F63567930709D8FF1343E4D90E64926D Для модуля «КМХ ПП по ПП»: BC84C17194F87A9CC55EF26C6493A0A0 Для модуля «КМХ ПР по ТПУ»: 18EE0732CC8638CDD5BD624BC4331025 Для модуля «Проверка ПР по ТПУ»: CAA0CAF77C2F95839BCC10725412F8B6 Для модуля «Процедура хэширования»: 82F2D3B3A221DA4A4B698D1179FC5C28MD5
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Диапазон объемного расхода нефти по одной измерительной линий БИЛ, м3/чот 100 до 220;
Диапазон давления нефти, МПаот 1,0 до 4,2;
Диапазон температуры нефти, (Cот 5 до 38;
Диапазон плотности нефти при 20 (C, кг/м3от 833,0 до 841,9;
Массовая доля воды в нефти, не более, %0,5;
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3от 3,1 до 31,5;
Массовая доля механических примесей, % от 0,003 до 0,0096;
Кинематическая вязкости нефти, мм2/с (сСт)от 2 до 15;
Массовая доля парафина, %от 1,0 до 3,6;
Рабочая среданефть по ГОСТ Р 51858.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % ± 0,25;
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % ± 0,35.
Относительное отличие результатов вычислений ПО «Визард СИКН» от опорных не превышает 0,001 % при реализации функций: - «Выполнение поверки преобразователей расхода по трубопоршневой поверочной установке»; - «Выполнение контроля метрологических характеристик преобразователей расхода по трубопоршневой поверочной установке»; - «Выполнение контроля метрологических характеристик поточных преобразователей плотности по ареометру»; - «Выполнение контроля метрологических характеристик рабочего преобразователя плотности по резервному преобразователю плотности». Электропитание СИКН: - напряжение питающей сети, В: измерительных цепей от 198 до 242; силовых цепей от 342 до 418; - частота питающей сети, Гц от 49 до 51. Температура окружающей среды, (С: - для средств измерений, находящихся в БИЛ, БИК и ТПУ от 5 до 30; - для средств измерений, находящихся в помещении операторной от 21 до 35; Атмосферное давление, кПа от 84,0 до 106,7; Относительная влажность воздуха, % от 30 до 80. Среднее время наработки на отказ СИКН, ч 12798.
КомплектностьЕдиничный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации, инструкция по эксплуатации СИКН, методика поверки СИКН, методика измерений массы нефти СИКН, техническая документация на компоненты СИКН.
Поверкаосуществляется по документу МП 48150-11 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игол» ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 20 июня 2011 г. Основные средства поверки: поверочная установка на базе весов и мерников с пределами допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,02 % или трубопоршневая поверочная установка 1-го разряда с пределами допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 %; пикнометрическая установка в комплекте с измерительными металлическими напорными пикнометрами вместимостью не менее 450 см3 с пределами допускаемой погрешности измерений плотности ± 0,15 кг/м3; манометры грузопоршневые МП-6 и МП-60 с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,05 %; калибратор температуры цифровой АТС-155В с диапазоном воспроизводимых температур от минус 24 до плюс 155 (С и пределами погрешности установления заданной температуры ± 0,2 (С.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игол» ОАО «Томскнефть» ВНК ГОСТ Р 8.595–2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений. ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго № 69 от 31.03.2005 г. Рабочий проект коммерческого узла учета нефти № 515 и привязки ТПУ «Сапфир-500» на Игольско-Таловом месторождении, разработанный МОАО «Нефтеавтоматика» ЦНиТО «Сигнал». Рабочий проект «Система обработки информации на базе ИВК МикроТЭК для СИКН №515 ПСП «Игол» ОАО «Томскнефть» ВНК». «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игол» ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утверждена руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 20 июня 2011 г. МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений СИКН применяется при проведении торговых и товарообменных операций.
ЗаявительОткрытое акционерное общество «Томскнефть» ВНК. Юридический адрес: 636780, Россия, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23. Почтовый адрес: 636780, Россия, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23. Телефон: (8 38259) 6-96-81/,(8 38259) 6-95-50, тел/факс (8 38259) 6-96-35. E-mail: jsctn@tomskneft.ru
Испытательный центр ГЦИ СИ Федерального государственного учреждения «Томский центр стандартизации, метрологии и сертификации» (ФГУ «Томский ЦСМ»). Регистрационный № 30113-08. Юридический адрес: Россия, 634012, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а Телефон: (3822) 55-44-86, факс (3822) 56-19-61, 55-36-76 Е-mail: tomsk@tcsms.tomsk.ru Интернет http://tomskcsm.ru