Система измерений количества и показателей качества нефти 13 Омской ЛПДС Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 13 Омской ЛПДС Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 63099-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. 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 13 Омской ЛПДС 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 13 Омской ЛПДС 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
63099-16
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 13 Омской ЛПДС
Обозначение типаНет данных
ПроизводительМежрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
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 № 13 Омской ЛПДС» (далее – СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между АО «Транснефть – Западная Сибирь» и АО «Транснефть-Урал» и ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ».
ОписаниеИзмерения 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 (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла регулирования давления. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов DN500, 2-х рабочих, 1 резервной измерительных линий (ИЛ) DN250 и 1 контрольной ИЛ DN400. В каждой из рабочих и резервнойх ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства: фильтр тонкой очистки SPE, оборудованный быстросъемной крышкой, в комплекте с преобразователем разности давлений Сапфир-22М-ДД-Ex модели 2440 (Госреестр № 11964-91); преобразователь расхода жидкости турбинный типа МИГ-250 (Госреестр № 13981-94, 26776-08); датчик давления МТ 100Р (Госреестр № 13094-95); преобразователь температуры модели ТСП 9418-04; манометр технический МТИ (Госреестр №); термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91); термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1 (Госреестр № 303-91); запорная арматура. В состав контрольной ИЛ входят: фильтр тонкой очистки SPE, оборудованный быстросъемной крышкой, в комплекте с преобразователем давления измерительным EJX110 (Госреестр № 28456-09); счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16-S3 (Госреестр № 18307-99); преобразователь давления модели МТ 100Р (Госреестр № 13094-95); преобразователь температуры модели ТСП 9418-04 (Госреестр № 15196-96); манометр технический МТИ (Госреестр № 1844-63); термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91); термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1 (Госреестр № 303-91); запорная арматура. БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров качества нефти, а также 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 средства измерений и технические средства: пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012; преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (Госреестр № 52638-13); преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 (Госреестр № 15642-06); преобразователь давления измерительный EJX530A (Госреестр № 28456-09); манометр показывающий МП160 (Госреестр № 47452-11); преобразователь измерительный температуры 644 (Госреестр № 14683-09) в комплекте с платиновым термометром сопротивления 065 (Госреестр № 22257-11); термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91); термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1 (Госреестр № 303-91); анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти при высоком давлении NEX XT (Госреестр № 47395-11); преобразователь расхода жидкости ультразвуковой UFM 3030 (Госреестр № 48218-11); две системы автоматического пробоотбора Clif Mock; пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»; термостатируемый цилиндр; место для подключения пикнометрической установки и устройства для определения содержания свободного газа в нефти. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных на базе устройств программного управления TREI-5B (рабочий и резервный) (Госреестр № 19026-99) и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ), оборудованные персональными компьютерами со специализированным программным обеспечением и средствами отображения и печати. Проведение поверки преобразователей расхода, установленных в рабочих, резервных и контрольной ИЛ, проводят с помощью стационарной установки поверочной трубопоршневой (далее – ТПУ) двунаправленной 1-го разряда с диапазоном расходов нефти от 30 до 1775 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 % в комплекте с преобразователями давления, температуры, манометрами и термометрами. Проведение поверки преобразователей расхода, установленных в рабочих и резервных ИЛ, возможно также с помощью счетчика (преобразователя) объема жидкости эталонного лопастного Smith Meter модели M16-S3, установленного в контрольной ИЛ. Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, 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 измерительной линии и в целом по СИКН; автоматическое измерение температуры, давления, плотности, динамической вязкости нефти, объемной доли воды и серосодержания в нефти; автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти; автоматическое вычисление кинематической вязкости нефти, массовой доли воды; 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 контроль метрологических характеристик преобразователей расхода по стационарной ТПУ; поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода турбинных, установленных в рабочих и резервных ИЛ, по счетчику (преобразователю) объема жидкости эталонному лопастному Smith Meter модели M16-S3, установленному в контрольной ИЛ; автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды; регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение СИКН представлено встроенным ПО измерительно-вычислительных комплексов TREI-5B и ПО АРМ «НПФ Круг». Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 1. Таблица 1
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОНПФ Круг
Номер версии (идентификационный номер) ПО3,0
Цифровой идентификатор ПОd4f619fd30ef8cbb35bd787d3a05b881
Другие идентификационные данные-
Защита ПО обеспечивается установкой паролей доступа и ведением доступного только для чтения журнала событий.Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
рабочая среданефть по ГОСТ Р 51858-2002;
рабочий диапазон объёмного расхода нефти, м3/чот 380 до 3200;
рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/сот 0,5 до 40,0;
рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3от 700 до 900;
рабочий диапазон температуры нефти, °Cот минус 5 до 30;
рабочий диапазон давления нефти, МПаот 0,24 до 6,3;
массовая доля воды, %, не более1,0;
пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C±0,2;
пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %±0,5;
пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3±0,3;
пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %±0,25;
пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %±0,35.
П р и м е ч а н и е - В процессе эксплуатации изменение значения вязкости нефти от значения вязкости нефти при проведении поверки ТПР не должно превышать ± 15 мм2/с.
Комплектность Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН. Инструкция по эксплуатации СИКН. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0069-15 МП.
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0069-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 16.02.2015 г. Перечень эталонов применяемых при поверке: поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002; рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002; рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости не более ± 0,5 %; устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08); калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07); калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08); манометры грузопоршневые МП, класс точности 0,005. Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС 1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
ЗаявительМежрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»), ИНН 0278005403 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24 Тел/факс (347) 228-81-70 E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru
Испытательный центр: ПАО «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 ПАО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 09.10.2015 г.