Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП "Комсомольский" ООО "РН-Сахалинморнефтегаз"

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП "Комсомольский" ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" — техническое средство с номером в госреестре 77821-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 101397760. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: ООО "ТатАвтоматизация", г.Альметьевск.

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 на ПСП "Комсомольский" ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" .

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 на ПСП "Комсомольский" ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" .

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
Номер в госреестре
77821-20
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти на ПСП "Комсомольский" ООО "РН-Сахалинморнефтегаз"
Обозначение типа
ПроизводительООО "ТатАвтоматизация", г.Альметьевск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 101397760
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Комсомольский» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (далее по тексту – СИКН) предназначена для измерений массы нефти при расчетно-коммерческих операциях.
ОписаниеПринцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых (далее по тексту – МПР). 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 (далее по тексту – БИК), выходного коллектора, блока подключения передвижной поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (далее по тексту – СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. БФ состоит из входного и выходного коллекторов и трех линий. На каждой линии установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту – регистрационный №)) и технические средства: - датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) или датчик давления Метран-100 (регистрационный № 22235-08) или датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03) или датчик давления типа КМ35 (регистрационный № 56680-14); - манометры для местной индикации давления. БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ. На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства: - счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (регистрационный№ 13425-06); - датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) или датчик давления Метран-100 (регистрационный № 22235-08) или датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03) или датчик давления типа КМ35 (регистрационный № 56680-14); - манометр для местной индикации давления. БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство. В БИК установлены следующие СИ и технические средства: - два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05 и14557-15); - расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ-МР» (регистрационный № 28363-14); - датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) или датчик давления Метран-100 (регистрационный № 22235-08) или датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03) или датчик давления типа КМ35 (регистрационный № 56680-14); - преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) или датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08); - два пробоотборника автоматических «Вира» для автоматического отбора проб; - пробоотборник ручной для ручного отбора проб; - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства: - датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) или датчик давления Метран-100 (регистрационный № 22235-08) или датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03) или датчик давления типа КМ35 (регистрационный № 56680-14); - преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) или датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08); - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. Блок подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту – контроллеры) (регистрационные №№ 38623-11 и 64224-16), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту – АРМ оператора), оснащенное средствами отображения, управления и печати. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч); автоматическое измерений массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т); автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), 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 КМХ МПР по блоку ПУ; КМХ МПР, установленого на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольно-резервной ИЛ; автоматический отбор объединенной пробы нефти; регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти; защита информации от несанкционированного доступа. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечениеСИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в контролерах и в АРМ оператора. Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО СИКН
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО «NGI_FLOW.dll»LinuxBinary.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.006.09с06.21
Цифровой идентификатор ПО 92B3B72D–6051
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии сР 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений расхода, т/чот 60 до 263
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %±0,35
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Измеряемая среданефть товарная
Характеристики измеряемой среды: – плотность в рабочем диапазоне, кг/м3 – давление, МПа, не более – температура, (С – массовая доля воды, %, не более – массовая доля механических примесей, %, не более – массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не болееот 850 до 895 1,0 от +1 до +45 0,5 0,05 100
Параметры электрического питания: – напряжение переменного тока, В – частота переменного тока, Гц400±40, 230±23 50±0,4
Условия эксплуатации: – температура окружающей среды, °С – относительная влажность, % – атмосферное давление, кПаот -47 до +38 от 20 до 90 от 100 до 104
Средний срок службы, лет Средняя наработка на отказ, ч15 20 000
Режим работы СИКНнепрерывный
Комплектность Таблица 4 – Комплектность СИ
Наименование ОбозначениеКоличество
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Комсомольский»ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», зав. № 101397760-1 шт.
Руководство по эксплуатации381.00.00.00.000 РЭ1 экз.
Методика поверкиНА.ГНМЦ.0293-19 МП1 экз.
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0293-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Комсомольский» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 23.10.2019 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон 2-го разряда (установка поверочная стационарная с расходомером) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256; - средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой 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 на ПСП «Комсомольский» ООО«РН-Сахалинморнефтегаз» Приказ Минэнерго России № 179 от 15.03.2016 г. Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. 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 Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ТатАвтоматизация» (ООО «ТатАвтоматизация») ИНН 1644056149 Адрес: 423458, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ризы Фахретдина, д. 62 Телефон: (8553) 31-94-22 Факс: (8553) 31-94-22
Испытательный центрАкционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Телефон: (843) 567-20-10, 8-800-700-68-78 Факс: (843) 567-20-10 E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.