Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО "Томскнефть" ВНК Нет данных

Описание

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО "Томскнефть" ВНК Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 57237-14 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. 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 параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения 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 параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения 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
57237-14
НаименованиеСистема измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения 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.№ 01
НазначениеСистема измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК (СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти.
ОписаниеКонструкция СИКНС состоит из блока технологического и системы сбора, обработки информации и управления (СОИ). Блок технологический располагается в модульном здании и включает блок измерительных линий (три рабочих линий, одна контрольно-резервная), выходной коллектор, блок измерений показателей качества нефти сырой (БИК), узел подключения передвижной поверочной установки. СОИ включает комплекс измерительно-вычислительный (ИВК), расположенный в помещении блока автоматизации, и автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора), расположенное в помещении операторной. На каждой рабочей измерительной линии установлены следующие средства измерений: - рабочий расходомер массовый (РМ); - преобразователь избыточного давления; - преобразователь разности давлений; - преобразователь температуры; - показывающие средства измерений (СИ) температуры и давления. На контрольно-резервной измерительной линии установлены следующие СИ: - контрольный расходомер массовый (РМ); - преобразователь избыточного давления; - преобразователь разности давлений; - преобразователь температуры; - показывающие СИ температуры и давления. На выходном коллекторе установлены следующие СИ: - преобразователь избыточного давления; - показывающие СИ температуры и давления. В БИК установлены следующие СИ и оборудование: - ультразвуковой расходомер; - поточный влагомер нефти; - преобразователь избыточного давления; - преобразователь разности давлений; - преобразователь температуры; - показывающие СИ температуры и давления; - пробоотборник нефти ручной по ГОСТ 2517-85; - пробоотборник автоматический «Стандарт-А». Принцип действия СИКНС основан на измерении массы сырой нефти прямым методом динамических измерений. Масса сырой нефти измеряется счетчиками-расходомерами массовыми и ИВК. Масса нетто сырой нефти вычисляется АРМ оператора как разность массы сырой нефти и массы балласта. Масса балласта вычисляется как общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Определение содержания в сырой нефти хлористых солей и механических примесей осуществляется в химико-аналитической лаборатории (ХАЛ), содержания воды – в ХАЛ или с помощью поточного влагомера. Основные средства измерений и оборудование, входящие в состав СИКНС, приведены в таблице 1. Таблица 1
Наименование СИ и оборудования№ в Гос. реестре СИИзготовительКол-во
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, модели CMF300M с преобразователями 270045115-10Фирма «Emerson Process Management/ Micro Motion Inc.», США, « Emerson Process Management Flow BV», Нидерланды, «Technologias de Flujo», Мексика, « Emerson Process Management Flow Technologias», Китай4
Преобразователи давления AUTROL мод. APT320037667-08Компания «Duon System Co, Ltd», Южная Корея6
Преобразователи давления AUTROL мод. APT310037667-08Компания «Duon System Co, Ltd», Южная Корея5
Преобразователи температуры Метран-280, модификация Метран-286-2323410-08ЗАО «ПГ «Метран»6
Манометры избыточного давления показывающие МП4-УУ2110135-05ОАО «Манотомь»6
Манометры избыточного давления показывающие МП-4Уф127227-05ЗАО «ПО ФизТех»11
Термометры биметаллические TM модификации S5301115151-08Фирма «WIKA Alexander Wiegand GmbH & Co.KG», Германия6
Расходомер UFM 303032562-09ООО «Кроне-Автоматика»1
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм114557-10ООО «НПП «Годсиб»1
Комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)43239-09ООО «Корпорация ИМС»2
АРМ оператора-ООО «Корпорация ИМС»1
Примечание: 1 – показывающие СИ температуры и давления.
СИКНС выполняет следующие основные функции: - измерение массы сырой нефти и вычисление массы нетто сырой нефти; - измерение и контроль температуры, давления, содержания воды в сырой нефти; - проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих РМ по контрольному РМ; - отображение, регистрацию и хранение результатов измерений и контроля; - формирование и печать отчетной документации; - защиту от несанкционированного доступа к результатам измерений, параметрам настройки средств измерений и программному обеспечению; - автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти, для определения массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти сырой; - управление и контроль за работой технологического оборудования. Пломбирование счетчиков-расходомеров массовых, влагомера нефти поточного, преобразователей температуры, расходомера в БИК, преобразователей давления осуществляется пломбами, установленными на контровочных проволоках, охватывающих корпуса преобразователей, в соответствии с МИ 3002. Пломбирование ИВК «ОКТОПУС-Л» осуществляется согласно документу МС 200.00.00.00 РЭ «Комплекс измериетльно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») Руководство по эксплуатации». Пломбирование задвижек на трубопроводах СИКНС осуществляется в соответствии с документом ИЭ 2-23-14 «Инструкция ОАО «Томскнефть» ВНК по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на СИКНС УПСВ «Северное» ЦППН-2».
Программное обеспечениеВ ИВК «ОКТОПУС-Л» установлено прикладное программное обеспечение, которое имеет свидетельство об аттестации № 26801-09 от 22.12.2009 г. ПО ИВК «ОКТОПУС-Л» обеспечивает выполнение следующих основных функций: - обработка сигналов, поступающих с первичных измерительных преобразователей; - вычисление массы сырой нефти; - защита от несанкционированного доступа. На АРМ оператора установлено программное обеспечение (ПО) «Rate АРМ оператора УУН», которое имеет свидетельство о метрологической аттестации алгоритмов вычислений и программы обработки результатов измерений программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН" РУУН 2-07 АВ от 23.03.2007 г. № 341014-07 и свидетельство об аттестации программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН» № 143702-07 от 27.08.2007 г. ПО «Rate АРМ оператора УУН» обеспечивает выполнение следующих основных функций: отображение технологических параметров, состояние оборудования СИКНС; выработку аварийных и предаварийных сигналов при отклонении технологических параметров за допустимые пределы; вычисление средневзвешенных значений параметров; вычисление массы нетто сырой нефти; проведение КМХ рабочих РМ по контрольному РМ; управление пробоотборником; управление исполнительными механизмами; формирование, архивирование и вывод на печать отчетных документов; архивацию, отображение, и вывод на печать графиков изменения технологических параметров (температуры, давления, расхода); защиту от несанкционированного доступа к функциям, способным повлиять на достоверность измерений количества сырой нефти. Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 2. Таблица 2
Идентификационное наименование ПОНомер версии (идентификационный номер) ПОЦифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Rate АРМ оператора ОУН1.0.1.1--
Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом ПО ИВК и ПО АРМ оператора. Для защиты ПО ИВК и ПО АРМ оператора от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Защита программного обеспечения ИВК и АРМ оператора соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среданефть сырая.
Характеристики рабочей среды:
- массовый расход, т/чот 17 до 315.
- избыточное давление, МПаот 1,90 до 2,25.
- температура, (Cот 5 до 45.
Физико-химические свойства нефти сырой:
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более226;
- массовая доля механических примесей, %, не более0,05;
- массовая доля воды, %, не более1,0;
- плотность, кг/м3от 860 до 874.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, %± 0,25.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой, %± 0,35.
Режим работы СИКНСнепрерывный.
Среднее время наработки на отказ СИКНС, ч12600.
Условия эксплуатации СИ и вспомогательного оборудования: 1) для средств измерений, находящихся блоке технологическом:
- температура окружающего воздуха, (Сот 5 до 35;
- атмосферное давление, кПа от 84,0 до 106,7;
- относительная влажность воздуха, %, не более95, при температуре 35 ºС;
- напряжение питания постоянного тока, Вот 16 до 28.
2) для средств измерений, находящихся в помещении блока автоматизации и помещении операторной:
- температура окружающей среды, (Сот 10 до 35;
- атмосферное давление, кПа от 84,0 до 106,7;
- относительная влажность воздуха, %от 30 до 80;
- напряжение питания переменного тока, Вот 198 до 242;
- частота питающей сети, Гцот 49,5 до 50,5.
КомплектностьЕдиничный экземпляр СИКНС в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКНС, методика поверки СИКНС, методика измерений массы сырой нефти, техническая документация на компоненты СИКНС.
Поверкаосуществляется по документу МП 204-14 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному директором ФБУ «Томский ЦСМ» 29.01.2014 г. Основные средства поверки: установка поверочная расходомерная с диапазоном измерения расхода, соответствующим поверяемому расходомеру, с относительной погрешности не более 0,15 %; поверочная установка «ВСР-М», вместимость измерительного участка 40 дм3, допускаемая относительная погрешность при измерении массы 0,10 %; установка для поверки влагомеров нефти, погрешность измерения объемной доли воды: 0,025 % (в диапазоне содержания воды от 0,2 до 10 %).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК  ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. 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. 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. Проектная документация шифр № 1894 «Реконструкция установки предварительного сброса воды (УПСВ) и газокомпрессорной станции (ГКС) на Северном газонефтяном месторождении», разработан ОАО «ТомскНИПИнефть». Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений Осуществление торговли и товарообменных операций.
ЗаявительОткрытое акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (ОАО «Томскнефть» ВНК). Юридический адрес: 636785, Россия, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23. Приемная: (8 38259) 6-95-03, Телефакс: (8 38259) 6-96-35. E-mail: jsctn@tomskneft.ru.
Испытательный центр Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»). Юридический адрес: 634012, Россия, Томская область, г. Томск, ул. Косарева, 17а. Телефон: (3822) 55-44-86, факс: (3822) 56-19-61.Е-mail: tomsk@tcsms.tomsk.ru. Сайт: http://tomskcsm.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Томский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30113-13 от 03.06.2013 г