Система измерений количества и показателей качества нефти 822 ПСП "Чикшино" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 822 ПСП "Чикшино" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 56740-14 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: Межрегиональное ОАО "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 822 ПСП "Чикшино" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" 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 822 ПСП "Чикшино" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" 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
56740-14
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 822 ПСП "Чикшино" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительМежрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
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.№ 01
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее – СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ОАО «Северные магистральные нефтепроводы».
ОписаниеСИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер – 87. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений – с помощью расходомеров массовых. Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. БФ состоит из двух фильтров сетчатых с быстросъемной крышкой МИГ-ФБ-150-6,3 с установленными на них следующими средства измерений (номер по Госреестру): - два преобразователя давления измерительные модели 3051 CD (№ 14061-04); - манометры на входе и выходе каждого фильтра. БИЛ состоит из двух блоков – БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят: две рабочие измерительные линии (ИЛ) DN150, входной и выходной коллекторы DN200 и линия подключения от ПУ DN150. В состав БИЛ2 входят: одна резервная ИЛ DN150, входной и выходной коллекторы DN200 и линия подключения от ПУ DN150. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений: - счетчик-расходомер массовый типа Micro Motion модели CMF300 (№ 13425-06); - преобразователь давления измерительный 3051TG (№ 14061-04) - преобразователь измерительный 644 (№14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05); - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. БИК выполняет функции 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 2517-85, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства: - преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (№ 15644-01); - два влагомера поточных мод. L (№ 25603-03); - преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04); - преобразователь измерительный 644 (№14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05); - два пробоотборника нефти автоматических Jiskoot 210EH Cell Sampler; - пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р-50» с диспергатором; - манометр и два термометра для местной индикации давления и температуры; Блок ПУ состоит из установки трубопоршневой «SYNCROTRAK» (далее-ТПУ) (№ 28232-04); в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических расходомеров массовых. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss модели S600 (Госреестр № 38623-08) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее – АРМ) (основное и резервное) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч); автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т); автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (сСт) нефти, содержания воды (%) в нефти; вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти; поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке в комплекте с поточным перобразователем плотности; поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке; автоматический отбор объединенной пробы нефти; регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее – контроллеров), свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12.12.2006 ФГУП ВНИИР. К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера – файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса. К ПО верхнего уровня относится ПО програмного комплекса «Cropos», выполняющее 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, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-086/04-2013 от 10.04.2013 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО програмный комплекс «Cropos» относятся файлы «doc.exe», «poverka.exe», «dens.exe», «reportdaniael.exe». В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется: - разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей; - ведением внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010. Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:
Идентификаци-онное наименование программногообеспеченияНомер версии (идентификационный номер)программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Другие идентификацион-ные данныеАлгоритмвычисления цифровогоидентификаторапрограммногообеспечения
doc.exe-B68DC7B3-CRC-32
poverka.exe-F9ED7025-CRC-32
dens.exe-8172E8D6-CRC-32
reportdaniael.exe-FB3F360E-CRC-32
CHik_181109 (FloBoss S600)525ebbc-CRC-32
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среданефть по ГОСТ Р 51858-2002;
Диапазон измерений массового расхода, т/чот 50 до 350;
Рабочий диапазон температуры нефти, °Сот + 30 до + 55;
Рабочий диапазон давления нефти, МПаот 0,1 до 6,3;
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3от 801,3 до 830,0;
Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/сот 4,99 до 12,46;
Объемная доля воды в нефти, %, не более0,5;
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С±0,2;
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %±0,5;
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3±0,3;
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %±0,25;
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %±0,35;
Комплектность Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН. Инструкция по эксплуатации СИКН. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки».
Поверка: осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0030-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 12.04.2013 г. Перечень эталонов применяемых при поверке: - установка поверочная на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда; - устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08); - рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 кг/м3; - комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86); - калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07); - калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05). Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» 1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений». 2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденны приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений: осуществление торговли и товарообменных операций.
Заявитель: Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика») 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24 тел/факс (347) 228-81-70
Испытательный центр: Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а; Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96; E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ОП ГНМЦ «ОАО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30141-10 от 01.03.2010 г.