Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН Крапивинского нефтяного месторождения ОАО "Томскнефть" ВНК Нет данных

Описание

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН Крапивинского нефтяного месторождения ОАО "Томскнефть" ВНК Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 58628-14 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 УПН Крапивинского нефтяного 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 УПН Крапивинского нефтяного 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
Номер в госреестре
58628-14
НаименованиеСистема измерений количества и параметров нефти сырой на УПН Крапивинского нефтяного 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 УПН Крапивинского нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК (далее – 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 (далее – СОИ). Блок технологический располагается в модульном здании и включает блок измерительных линий (одна рабочая линия, одна контрольная линия, одна резервная линия), выходной коллектор, блок измерений показателей качества нефти сырой (БИК), узел подключения передвижной поверочной установки. СОИ включает комплекс измерительно-вычислительный (далее – ИВК «МикроТЭК») и автоматизированное рабочее место оператора (далее – АРМ оператора), расположенные в помещении операторной. На рабочей и резервной измерительной линии установлены следующие средства измерений (далее – CИ): рабочий счетчик нефти турбинный; манометр избыточного давления. На контрольной измерительной линии установлены следующие СИ: контрольный счетчик нефти турбинный; манометр избыточного давления. На выходном коллекторе установлены следующие СИ: датчик избыточного давления; термопреобразователь сопротивления. В БИК установлены следующие СИ и оборудование: счетчик нефти турбинный; поточный влагомер нефти; датчик избыточного давления; термопреобразователь сопротивления; преобразователь плотности; пробоотборник автоматический «Стандарт-А»; пробоотборник ручной «Стандарт-А». СОИ включает в себя: ИВК «МикроТЭК»; АРМ оператора. Принцип действия СИКНС основан на измерении массы сырой нефти косвенным методом динамических измерений. Масса сырой нефти вычисляется ИВК «МикроТЭК» по результатам прямых измерений объема нефти сырой турбинными преобразователями расхода (далее – ПР) и плотности нефти поточным плотномером (далее – ПП). Масса нетто сырой нефти вычисляется ИВК «МикроТЭК» как разность массы сырой нефти и массы балласта. Масса балласта вычисляется как общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти сырой. Определение содержания в сырой нефти хлористых солей и механических примесей осуществляется в химико-аналитической лаборатории (далее – ХАЛ), содержания воды – в ХАЛ или при помощи поточного влагомера. Основные средства измерений и оборудование, входящие в состав СИКНС, приведены в таблице 1. Таблица 1
Наименование СИ и вспомогательного оборудования№ в Госреестре СИИзготовительКол-во
Счетчики нефти турбинные МИГ-15026776-08ООО «Бугульминский опытный завод нефтеавтоматики», Татарстан3
Счетчики нефти турбинные МИГ-5026776-08ООО «Бугульминский опытный завод нефтеавтоматики», Татарстан1
Датчик давления Метран-150TG332854-09ЗАО «Промышленная группа «Метран», г. Челябинск2
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм114557-10ООО «НПП «Годсиб», г. Фрязино1
Преобразователь плотности жидкости измерительный, мод. 783515644-06«Mobrey Measurement», Великобритания1
Термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный с унифицированным выходным сигналом ТСМУ 941817627-98ООО «Научно-производственное предприятие «Эталон», г. Омск2
Манометры избыточного давления показывающие МП-4Уф27227-05ЗАО «ПО ФизТех», г. Томск4
Термометры биметаллические TM модификации S530115151-08Фирма «WIKA Alexander Wiegand GmbH & Co.KG», Германия2
Комплекс измерительно-вычислительный «МикроТЭК» 24063-06ООО НПП «ТЭК», г. Томск1
АРМ оператора с ПО «Визард-УН.238»--1
Примечания: Допускается замена данных СИ на СИ утвержденного типа с аналогичными техническими и метрологическими характеристиками
СИКНС выполняет следующие основные функции: измерение объема сырой нефти, вычисление массы нефти сырой и массы нетто нефти сырой; измерение и контроль температуры, давления, содержания воды в сырой нефти; проведение контроля метрологических характеристик (далее – КМХ) рабочих ПР по контрольному ПР; 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 проб сырой нефти, для определения массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти сырой; управление и контроль за работой технологического оборудования. Пломбирование счетчиков нефти турбинных, влагомера нефти поточного, термопреобразователей сопротивления, преобразователя плотности, датчиков давления осуществляется пломбами, установленными на контровочных проволоках, охватывающих корпуса преобразователей, в соответствии с МИ 3002. Пломбирование ИВК «МикроТЭК» осуществляется согласно документу ОФТ.20.148.00.00.00 РЭ «Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-01, МикроТЭК-02, МикроТЭК-03, МикроТЭК-04. Руководство по эксплуатации». Пломбирование задвижек на трубопроводах СИКНС осуществляется в соответствии с документом ИЭ 6-3-09 «Инструкция УПНиГ ОАО «Томскнефть» ВНК по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой УПН «Крапивинское» н.м.р.».
Программное обеспечениеВ ИВК «МикроТЭК» установлено прикладное программное обеспечение, которое имеет свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений измерительно-вычислительного комплекса № 722014-06 от 28.07.2006 г., выданное ФГУП «ВНИИР». ПО ИВК «МикроТЭК» обеспечивает выполнение следующих основных функций: обработку сигналов, поступающих с первичных измерительных преобразователей; вычисление массы сырой нефти; вычисление массы нетто сырой нефти; формирование архивов; защиту от несанкционированного доступа. На АРМ оператора установлено программное обеспечение (далее – ПО) «Визард-УН.238». ПО «Визард-УН.238» обеспечивает выполнение следующих основных функций: ввод значений уставок, технологических параметров; отображение оператора текущих значений технологических и учетных параметров; формирование: журнала событий; журнала аварий; трендов; отчетов; журнала регистрации показаний средств измерений СИКНС; паспорта качества нефти сырой. 4) запись и хранение архивов посредством системы управления базами данных «MS SQL»; 5) печать текущих параметров и данных архива; 6) управление исполнительными устройствами; 7) вычисление массы нетто при ручном вводе с АРМ оператора параметров нефти, определенных в ХАЛ; 8) выполнение КМХ рабочего ПР по контрольному ПР; 9) формирование протоколов КМХ рабочего ПР по контрольному ПР; 10) обеспечение защиты ПО «Визард-УН.238», данных архива и системной информации от несанкционированного доступа; 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
«Визард-УН.238»V.20140620--
Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом ПО ИВК «МикроТЭК» и ПО АРМ оператора. Для защиты ПО ИВК «МикроТЭК» и ПО АРМ оператора от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Защита программного обеспечения ИВК «МикроТЭК» и АРМ оператора соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среданефть сырая.
Характеристики рабочей среды:
объемный расход, м3/чот 220 до 620;
избыточное давление, МПаот 0,5 до 6,0;
температура, (Cот 45 до 60.
Физико-химические свойства нефти сырой:
массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более100;
массовая доля механических примесей, %, не более0,05;
массовая доля воды, %, не более0,5;
плотность, кг/м3от 815 до 838.
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, ч9620.
Условия эксплуатации СИ и вспомогательного оборудования: 1) для средств измерений, находящихся блоке технологическом:
температура окружающего воздуха, (Сот 5 до 55;
атмосферное давление, кПа от 84,0 до 106,7;
относительная влажность воздуха при температуре 35 ºС, %, не более95;
напряжение питания постоянного тока, Вот 16 до 28.
2) для средств измерений, находящихся в помещении операторной:
температура окружающей среды, (Сот 1 до 50;
атмосферное давление, кПа от 84,0 до 106,7;
относительная влажность воздуха при температуре 35 ºС, %, не более95;
напряжение питания переменного тока, Вот 198 до 242;
частота питающей сети, Гцот 49,0 до 51,0.
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 214-14 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН Крапивинского нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному директором ФБУ «Томский ЦСМ» в июне 2014 г. Основные средства поверки: эталонные турбинные преобразователи расхода ТПР с пределами относительной погрешности ± 0,1 %; 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. Рабочая документация шифр 97п/13 «Том 4. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке подготовки нефти Крапивинского нефтяного месторождения». Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений Осуществление торговли.
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