Система измерений количества и показателей качества нефти 579 АО "Самотлорнефтегаз" Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 579 АО "Самотлорнефтегаз" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 62868-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: АО "Самотлорнефтегаз", г.Нижневартовск.

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 579 АО "Самотлорнефтегаз" 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 579 АО "Самотлорнефтегаз" 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
62868-15
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 579 АО "Самотлорнефтегаз"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительАО "Самотлорнефтегаз", г.Нижневартовск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
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 нефти № 579АО «Самотлорнефтегаз» (далее – система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
ОписаниеПринцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий. В состав системы входят следующие средства измерений: – преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 150 (далее – ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15427-01; – термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 22257-01, 22257-05 и 22257-11, в комплекте с преобразователями измерительными 644, 3144 к датчикам температуры, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-00, преобразователями измерительными 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 14683-04 и 14683-09; – преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 14061-99,14061-04 и 14061-10; – преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 15644-01, 15644-06 и 52638-13; – влагомер нефти поточный модели LC, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 16308-02; – влагомер поточный модели L, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 25603-03; – счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22214-01; – установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (далее – стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единстваизмерений под номером 53294-13. В систему сбора, обработки информации и управления системы входят: – комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее – ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 19240-00, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора системы. В состав системы входят показывающие средства измерений: – манометры для точных измерений типа МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 1844-63; – термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером303-91. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций: – автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти; – автоматическое измерение плотности и объемной доли воды; – измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно; – автоматизированное вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории; – проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ; – автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; – автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; – защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблицах 1 и 2. Таблица 1
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОНефть, нефтепродукты. Преобразователи объемного расхода
Номер версии (идентификационный номер) ПО342.01.01
Цифровой идентификатор ПО1FEEA203
Другие идентификационные данныеПО ИВК
Таблица 2
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОArmA.dllArmMX.dllArmF.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО4.0.0.14.0.0.14.0.0.1
Цифровой идентификатор ПО8B71AF7130747EDBF8F39210
Другие идентификационные данныеПО АРМ оператора
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа. Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям. ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы имеет средний уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Метрологические и технические характеристикиОсновные метрологические и технические характеристики системы и физико-химические показатели измеряемой среды приведены в таблице 3. Таблица 3
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Измеряемая средаНефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Количество измерительных линий, шт.4 (три рабочих, одна резервная)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/чОт 210 до 1650
Избыточное давление измеряемой среды, МПаОт 0,24 до 3,6
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, %± 0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, %± 0,35
Режим работы системыНепрерывный
Физико-химические показатели измеряемой среды
Температура измеряемой среды, ºСОт плюс 10 до плюс 40
Плотность измеряемой среды при температуре 20 ºС и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3От 835 до 890
Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт)От 4 до 55
Продолжение таблицы 3
Массовая доля воды, %, не более0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более300
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более66,7 (500)
Массовая доля серы, %, не более1,5
Содержание свободного газа, %Не допускается
КомплектностьКомплектность средства измерений приведена в таблице 4. Таблица 4
НаименованиеКоличество
Система измерений количества и показателей качества нефти №  579АО «Самотлорнефтегаз», заводской № 011 шт.
Инструкция по эксплуатации1 экз.
МП 0305-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 579 АО «Самотлорнефтегаз». Методика поверки»1 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 0305-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 579 АО «Самотлорнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 октября 2015 г. Основные средства поверки: – установка трубопоршневая поверочная двунаправленная с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 550 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системеизмерений количества и показателей качества нефти № 579 АО «Самотлорнефтегаз» 1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений». 2. Техническая документация изготовителя.
ЗаявительАкционерное общество «Самотлорнефтегаз» (АО «Самотлорнефтегаз») ИНН 8603089934 Юридический и почтовый адрес: ул. Ленина, д. 4, г. Нижневартовск, Тюменская обл., ХМАО-Югра, 628606 Тел.: (3466) 62-20-24, факс: (3466) 62-21-99
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») Юридический и почтовый адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088 г. Казань,ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а» Тел.: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32 Е-mail: office@vniir.org Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.