Система измерений количества и показателей качества нефти 234 ПСП "Кулешовка" АО "Самаранефтегаз" Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 234 ПСП "Кулешовка" АО "Самаранефтегаз" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 67070-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: Фирма "Smith Meter Inc." An FMC Corporation subsidiary, США.

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 234 ПСП "Кулешовка" АО "Самаранефтегаз" 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 234 ПСП "Кулешовка" АО "Самаранефтегаз" 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
67070-17
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 234 ПСП "Кулешовка" АО "Самаранефтегаз"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительФирма "Smith Meter Inc." An FMC Corporation subsidiary, США
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 № 234 ПСП «Кулешовка» АО «Самаранефтегаз» (СИКН) предназначена для автоматизированных измерений объема, плотности, температуры, давления, вязкости и вычисления массы нефти при проведении учетных операций между АО «Самаранефтегаз» и Самарским РНУ АО «Транснефть-Приволга».
ОписаниеИзмерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности, преобразователей давления, температуры 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 фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. БИЛ состоит из трех измерительных линий (ИЛ): двух рабочих и одной резервной. В состав каждой ИЛ входят следующие технические средства и средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде): - фильтр Model FB-300 - 8 к 6 (STR-130) с быстросьемной крышкой; - преобразователь дифференциального давления 1151 мод. DP (регистрационный № 13849-04) или преобразователь дифференциального давления Deltabar PMD (регистрационный № 41560-09) для измерений перепада давления на фильтре; - преобразователь расхода жидкости турбинный серии Smith Sentry DN 6” (регистрационный № 12750-05); - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-15); - датчик температуры Rosemount 644, Rosemount 3144P (регистрационный № 63889-16) либо термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-05) в комплекте с преобразователем измерительным 3144Р (регистрационный № 14683-04); - манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-63) для индикации местного давления; - термометр ртутный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91); Блок измерений показателей качества нефти выполняет функции непрерывного измерения массовых долей воды, вязкости и автоматического отбора объединенной пробы для последующего определения параметров нефти в лаборатории. Блок измерений показателей качества нефти в составе: - фильтр; - манометры точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-63) для индикации местного давления на входе и выходе БИК; - два преобразователя плотности поточный «Solatron» 7835 (регистрационный № 15644-01 или регистрационный № 52638-13) (основной и резервный); - датчик температуры Rosemount 644, Rosemount 3144P (регистрационный № 63889-16) либо термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-05) в комплекте с преобразователем измерительным 3144 Р (регистрационный № 14683-04); - термометр ртутный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91); - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-15); - автоматические пробоотборники Cliff Mock True-Cut DN2” с статическим миксером; - счетчик жидкости турбинный CRA/MRT’97, фирмы «Daniel», применяемый в качестве индикатора расхода (регистрационный №22214-01); - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05 или регистрационный № 14557-15); - устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором; - преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный мод. 7829 (регистрационный № 15642-06); - узел подключения эталонного плотномера или пикнометрической установки и устройства для определения содержания свободного газа в нефти; Поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных Smith Sentry DN 6 проводят с помощью блока ТПУ. - установка поверочная турбопоршневая двунаправленная OGSB (регистрационный № 62207-15); Узел подключения турбопоршневой поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик турбинных преобразователй расхода. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: - комплексы измерительно-вычислительные «ИМЦ-03», (регистрационный № 19240-11); - два автоматизированных рабочих мест оператора (рабочего и резервного) на базе персонального компьютера с программным обеспечением автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН», предназначенных для визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами работы СИКН. - принтер. Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006 и методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКН. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: автоматическое измерение массы брутто нефти; автоматическое измерение объемного расхода нефти; автоматическое измерение плотности, вязкости, давления и температуры нефти; автоматическое измерение перепада давления нефти на фильтрах; измерение температуры и давления нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно; автоматическое измерение массовой доли воды в нефти; автоматизированное вычисление массы нетто нефти; поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) турбинных преобразователей расхода с применением ТПУ в автоматическом режиме; поверка ТПУ с применением передвижной турбопоршневой поверочной установки 1-го разряда; автоматический и ручной отбор пробы нефти; вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта (воды, механических примесей, хлористых солей); отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ; защиту информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО измерительно-вычислительного комплекса ИМЦ-03. Защита от несанкционированного доступа в ПО ИМЦ-03 обеспечивается разраничением прав доступа (четырехуровневая система доступа и система паролей), так же предусмотрена физическая защита шкафа ИМЦ-03 (опломбирование). К верхнему уровню относится ПО АРМ оператора «Rate оператора УУН» (далее - АРМ), обеспечивающий отображение мнемосхемы СИКН и измеренных данных, управление автоматизированными объектами, формирование отчетов, хранение и просмотр архивов, управление процессом поверки и КМХ, вычисление массы нетто нефти. К метрологически значимой части ПО АРМ относятся программные модули поверки и вычисления массы нетто нефти. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллера измерительно-вычислительного ИМЦ-03
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО-
Номер версии (идентификационный номер) ПО342.03.01
Цифровой идентификатор ПОEAF7B469
Таблица 2 - Идентификационные данные АРМ-оператора «Rate АРМ оператора УУН»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОRate АРМ оператора УУН
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3.1.1
Цифровой идентификатор ПОB6D270DB
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 СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий на обоих уровнях ПО. Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соовтетствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Метрологические и технические характеристикиТаблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики СИКН
Наименование характеристикиЗначение
Измеряемая среданефть по ГОСТ Р 51858-2002
Количество измерительных линий, шт.3 (2 рабочих, 1 резервная)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/чот 64 до 1280
Рабочий диапазон температуры нефти, (Сот +10 до +30
Диапазон плотности нефти при +20(С, кг/м3от 830,1 до 850,0
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3от 822,58 до 857,20
Рабочий диапазон вязкости нефти, сСтот 5,0 до 40,0
Рабочий диапазон давления нефти, МПаот 1,2 до 5,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %±0,35
Режим работы СИКНнепрерывный
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гцот 323 до 418, при техфазном переменном токе от 187 до 242, с раздельнной фазой 50
Потребляемыа мощность, кВт, не более50
Условия эксплуатации: - температура в помещениях, где установлено оборудование СИКН, (С - относительная влажность, %от +5 до +40 от 50 до 80
Комплектность Таблица 4 - Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначениеКоличество
Единичный экземпляр СИКН в составе согласно паспортаСИКН № 234 Зав. № 011 шт.
Паспорт СИКН1 экз.
Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 234 ПСП «Кулешовка» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки»НА.ГНМЦ.0134-16 МП1 экз.
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0134-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 234 ПСП «Кулешовка» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 21.11.2016 г. Основные средства поверки: - установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002) (регистрационный № 62207-15); - рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,1 кг/м3; - рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013; - устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный № 39214-08); - магазин электрического сопротивления Р4834 (регистрационный № 11326-90); - калибратор давления портативный Метран 501-ПКД-Р (регистрационный № 22307-04); - манометры избыточного давления грузопоршневые (регистрационный № 16026-97); - термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные (регистрационный № 32777-06). Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик поверяемых 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 № 234 ПСП «Кулешовка» АО «Самаранефтегаз» ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
ЗаявительФирма «Smith Meter Inc.» An FMC Corporation subsidiary, США 1602, Wagner Avenue, PO Box 10428, Erie Pennsylvania, 16514 0428 Тел./факс +1(814) 898-52-12, +1(814) 899-34-14
Испытательный центрАО «Нефтеавтоматика» 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а Тел/факс: +7(843) 295-30-47, 295-30-96 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.