- Главная
- Госреестр средств измерений
- Система измерений количества и показателей качества нефти 370 на ППСН "Субханкулово"
Описание
Система измерений количества и показателей качества нефти 370 на ППСН "Субханкулово" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 60599-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 46. 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 370 на ППСН "Субханкулово" Нет данных.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 370 на ППСН "Субханкулово" 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 |  | |||||||||||||||||||||||||||||
| Номер в госреестре | 60599-15 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 370 на ППСН "Субханкулово" | |||||||||||||||||||||||||||||
| Обозначение типа | Нет данных | |||||||||||||||||||||||||||||
| Производитель | Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | |||||||||||||||||||||||||||||
| Описание типа | Скачать | |||||||||||||||||||||||||||||
| Методика поверки | Скачать | |||||||||||||||||||||||||||||
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год | |||||||||||||||||||||||||||||
| Допускается поверка партии | Нет | |||||||||||||||||||||||||||||
| Наличие периодической поверки | Да | |||||||||||||||||||||||||||||
| Сведения о типе | Заводской номер | |||||||||||||||||||||||||||||
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 46 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово» (далее – СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ПАО АНК «Башнефть» и АО «Транснефть-Урал». | |||||||||||||||||||||||||||||
| Описание | Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений – с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее – БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее – ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее – СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее – ПУ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. БИЛ состоит из четырех измерительных линий (далее – ИЛ): три рабочие ИЛ и одна резервная ИЛ. На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (далее – СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства: преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM DN 4" (далее – ТПР) с диапазоном измерений расхода от 30 до 300 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода (0,15 %; преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности (0,5 %; датчик давления Сапфир-22МТ с диапазоном измерений от 0 до 0,4 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности (2,5 % (для контроля перепада давления на фильтрах); преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50°С до 150(С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ( 0,2°С; 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 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие СИ и технические средства: два насоса прокачки нефти через БИК (рабочий и резервный); два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) с пределами измерений от 300 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности (0,3 кг/м3; два преобразователя вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности при преобразовании динамической вязкости: ±0,2 мПа·с в диапазоне от 0,5 до 10 мПа·с; (1,0 % от полной шкалы диапазона в диапазоне от 10 до 100 мПа·с; два влагомера поточных модели L (рабочий и резервный) с диапазоном измерений объемной доли воды от 0 % до 4 % и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности: ±0,05 % при измерениях объемной доли воды от 0 % до 2 %; (0,1 % при измерениях объемной доли воды от 2 % до 4 %; преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности (0,5 %; преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50 (С до 150 (С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ( 0,2 °С; счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш с пределами допускаемой относительной погрешности ( 5,0 %; пробоотборник автоматический «Clif Mock» (рабочий и резервный); пробоотборник ручной «Стандарт – Р-50»; два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М; узел подключения пикнометрической установки и УОСГ. манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик (далее – КМХ) ТПР и состоит из: установки трубопоршневой поверочной двунаправленная фирмы «Smith Meter Inc.», с диапазоном измеряемых расходов от 30 до 300 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %; двух преобразователей давления измерительных 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности (0,5 %; двух преобразователей измерительный 3144 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от 0 °С до 100 (С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ( 0,2 °С; манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее – КМХ) ТПУ и ТПР по передвижной ПУ. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных Floboss S600+ с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы ± 0,01 %, осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора программным комплексом «Cropos» (далее – ПК «Cropos») (основное и резервное) на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки или наклеек на СИ, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне расходов по ИЛ и в целом по СИКН; автоматическое измерение температуры, давления, плотности нефти и объемной доли воды в нефти; автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти; вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в испытательной лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти; поверку и КМХ ТПР по стационарной или передвижной ПУ; автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды; регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества. | |||||||||||||||||||||||||||||
| Программное обеспечение | ПО СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее – контроллеров). 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 ПК «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. К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».
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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (рабочего и резервного):
| |||||||||||||||||||||||||||||
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 3 – Основные метрологические и технические характеристики
| |||||||||||||||||||||||||||||
| Комплектность |
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
| |||||||||||||||||||||||||||||
| Поверка | осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0060-14 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово». Методика поверки», с изменением №2, утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 24.12.2018 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКН; - средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы. 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 № 370 на ППСН «Субханкулово» ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений 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» | |||||||||||||||||||||||||||||
| Заявитель | : Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика») ИНН 0278005403 Адрес: 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24 Телефон (факс): +7 (347) 228-81-70 E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru | |||||||||||||||||||||||||||||
| Испытательный центр | Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Телефон: +7 (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68 Факс: +7 (843) 567-20-10 E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 09.10.2015 г. |
