- Главная
- Госреестр средств измерений
- Система измерений количества и показателей качества нефти 407 ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть-Дружба"
Описание
Система измерений количества и показателей качества нефти 407 ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть-Дружба" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 60784-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 407. 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 407 ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть-Дружба" 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 407 ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть-Дружба" 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 | 60784-15 | ||||||||||||||||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 407 ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть-Дружба" | ||||||||||||||||||||
| 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.№ 407 | ||||||||||||||||||||
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества № 407 ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть – Дружба» (далее – СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть – Дружба» и ОАО «Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод» (ОАО «КНПЗ»). | ||||||||||||||||||||
| Описание | Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений – с помощью счетчиков нефти турбинных или преобразователя объема жидкости лопастного, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации. Конструктивно СИКН состоит из 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 перетоки и утечки нефти. БИЛ состоит из четырех измерительных линий (ИЛ): трех рабочих и одной контрольной ИЛ. На каждой из рабочих ИЛ установлены следующие средства измерений: - счетчик нефти турбинный МИГ-250 DN 250 с диапазоном измеряемых расходов от 285 до 1900 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода не более ± 0,15 %; - преобразователь давления измерительный EJX 430А с диапазоном измерений от 0 до 3,5 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - термопреобразователь сопротивления серии TR модификации TR200 с диапазоном измерений от минус 50 ºС до 50 ºС и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 ºС; - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. На контрольной ИЛ установлены следующие средства измерений: - преобразователь объема жидкости лопастной Smith Meter модели M16 DN 400 с диапазоном измеряемых расходов от 200 до 2000 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 0,1 %; - преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным на рабочих ИЛ. БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности, вязкости нефти, объемной доли воды в нефти и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения показателей качества нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012 и установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства: - два преобразователя плотности жидкости измерительных модели 7835 (основной и резервный) с диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,3 кг/м3; - два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7827 (основной и резервный) в комплекте с устройствами измерения параметров жидкости и газа модели 7951, с диапазоном измерений от 1 до 100 мПа·с и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 1 %; - два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (основной и резервный) с диапазоном измерения объемной доли воды от 0,01 % до 2,0 % и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерения ± 0,05 %; - преобразователь давления измерительный EJA 530А с диапазоном измерений от 0,1 до 0,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - два термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (основной и резервный) с диапазоном измерений от 0 ºС до 50 ºС и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 ºС; - расходомер UFM 3030K DN 25 с диапазоном измеряемых расходов от 0,9 до 20 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 5 %; - два автоматических пробоотборника модели Clif Mock True Cut C-22; - пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт – Р», выполненный по ГОСТ 2517-2012; - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. В состав блока ПУ входят: - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB 2-го разряда с диапазоном измерений от 200 до 2000 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %; - два преобразователя давления измерительных 3051 с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - два преобразователя измерительных 644 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, с диапазоном измерений от минус 50 ºС до 100 ºС и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 ºС; - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку полученной информации. В состав СОИ входят: - два контроллера измерительно-вычислительных OMNI-6000 с пределами допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения объема при стандартных условиях ± 0,025 %; - автоматизированное рабочее место оператора «ОЗНА-Flow» (основное) и автоматизированное рабочее место оператора «Rate. АРМ оператора УУН» (резервное) на базе персональных компьютеров, 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 и методиками поверки для СИ входящих в состав СИКН. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: - автоматическое измерение объема нефти в БИЛ; - автоматическое измерение давления и температуры нефти в БИК и БИЛ; - автоматическое измерение объемного влагосодержания в нефти в БИК; - автоматическое измерение плотности нефти в БИК; - автоматическое измерение вязкости нефти в БИК; - автоматическое измерение расхода нефти в БИК; - автоматический и ручной отбор пробы нефти в БИК; - автоматическое вычисление массы брутто нефти; - автоматизированное вычисление массы нетто нефти; - поверку и контроль метрологических характеристик лопастного и турбинных преобразователей расхода жидкости по стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установке; - поверку стационарной поверочной трубопоршневой двунаправленной установки по передвижной ПУ 1-го разряда; - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов (часового, двухчасового, оперативного, сменного, суточного, журнала регистрации показаний СИКН), протоколов контроля метрологических характеристик и поверки, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти. | ||||||||||||||||||||
| Программное обеспечение | Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний.
К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительно-вычислительных OMNI-6000. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций согласно заложенным алгоритмам, хранение калибровочных таблиц, загрузку и хранение конфигураций, обработку и передачу данных согласно текущей конфигурации контроллера.
К ПО верхнего уровня относятся ПО автоматизированного рабочего места оператора «ОЗНА-Flow» (основное), свидетельство об аттестации программного обеспечения № 40014-11 от 31.03.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР», и ПО автоматизированного рабочего места оператора «Rate. АРМ оператора УУН» (резервное), свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».
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.
Идентификационные данные ПО контроллеров измерительно-вычислительных OMNI-6000
| ||||||||||||||||||||
| Метрологические и технические характеристики | Рабочая среда нефть по ГОСТ Р 51858-2002; Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч от 285 до 1900; Рабочий диапазон температуры нефти, °С от 3 до 35; Рабочий диапазон давления нефти, МПа от 0,2 до 0,6; Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 от 800 до 900; Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с от 6 до 35; Массовая доля воды в нефти, %, не более 0,5; Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С, не более ± 0,2; Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %, не более ± 0,5; Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3, не более ± 0,3; Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %, не более ± 0,25; Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %, не более ± 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 № 407 ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть – Дружба». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0062-2014 МП. | ||||||||||||||||||||
| Поверка | осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0062-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть – Дружба». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 25.12.2014 г. Перечень эталонов применяемых при поверке: - передвижная поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002; - устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08); - рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002; - рабочий эталон вязкости жидкостей 2-го разряда по ГОСТ 8.025-96, либо преобразователь вязкости жидкости 7829 Master с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,5%; - 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 | , распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти № 407 ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть – Дружба» 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», утверждены приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69. | ||||||||||||||||||||
| Заявитель | Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика») 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24 тел/факс (347) 228-81-70 E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru | ||||||||||||||||||||
| 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. |
