- Главная
- Госреестр средств измерений
- Система измерений количества и показателей качества нефти 1507 ПСП Пякяхинского месторождения
Описание
Система измерений количества и показателей качества нефти 1507 ПСП Пякяхинского месторождения — техническое средство с номером в госреестре 65376-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 128. Имеет обозначение типа СИ: . Произведен предприятием: ПАО "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 1507 ПСП Пякяхинского месторождения .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 1507 ПСП Пякяхинского месторождения .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 | 65376-16 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 1507 ПСП Пякяхинского месторождения | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Обозначение типа | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Производитель | ПАО "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.№ 128 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507ПСП Пякяхинского месторождения (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и АО «Транснефть-Сибирь». | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Описание | Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых. 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. СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты. Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. Блок фильтров состоит из входного и выходного коллекторов и двух фильтрующих линий (основной и резервной), в состав каждой фильтрующей линии входят следующие технические средства и средства измерений: фильтр грубой очистки с быстросъемной крышкой DN 250; преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); два манометра для местной индикации давления (до и после фильтра). На входном коллекторе блока фильтров установлены: преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); манометр для местной индикации давления. БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений: расходомер массовый Promass 83F (регистрационный № 15201-11); преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14); термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17); манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012. На выходном коллекторе БИЛ установлены: преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14); термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17); 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. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства: преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 52638-13) или преобразователь плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16); преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829(регистрационный № 15642-06) и/или преобразователи плотности и вязкости модели FVM (регистрационный № 62129-15); влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-10 и/или регистрационный № 14557-15); преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14); термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) и/или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17); расходомеры ультразвуковые UFM 3030 (регистрационный № 48218-11) или расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14); пробоотборники нефти «Стандарт-А» или пробоотборники «ВИРА-1-50-63», предназначенные для автоматического отбора проб; пробоотборники нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб; манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. Поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых Promass 83F проводят с помощью блока ТПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающая в себя следующие средства измерений: установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (регистрационный № 20054-12); преобразователь давления измерительный 3051S (регистрационный № 24116-13) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); преобразователь измерительный Rosemount 3144P (регистрационный № 56381-14); термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (регистрационный № 22257-11); манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 83904-21), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором и клавиатурой. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч); автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т); автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3); вязкости (мм2/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%); вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти; поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке, контроль метрологических характеристик расходомеров массовых, установленных на рабочих линиях, по расходомеру массовому, установленному на контрольно-резервной ИЛ; автоматический отбор объединенной пробы нефти; регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества нефти. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описанием типа данных СИ и учетом требований МИ 3002-2006. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН. Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКН. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Программное обеспечение |
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту – 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 программный комплекс «Сropos», выполняющий 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 программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077–2014.
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО контроллеров FloBoss S600+
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Метрологические и технические характеристики | Т а б л и ц а 3 – Метрологические и технические характеристики
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Комплектность | Т а б л и ц а 4 – Комплектность средства измерения
| ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Поверка | приведены в документе МН 645-2016 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения», ФР.1.29.2016.25228. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к средству измерений ГОСТ 8.587–2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений» ГОСТ 8.024-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности» ГОСТ 8.025-96 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вязкости жидкостей» 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» ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов» | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Заявитель | Публичное акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ПАО «Нефтеавтоматика») ИНН 7723107453 Адрес: 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Испытательный центр | Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.31136 |
