47251-11: Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП "Джалинда" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП "Джалинда"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 47251-11
Производитель / заявитель: ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Скачать
47251-11: Описание типа СИ Скачать 429.6 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП "Джалинда" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при учётно-расчетных операциях между ОАО "АК "Транснефть" и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 47251-11
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП "Джалинда"
Технические условия на выпуск ГОСТ Р 8.595-2004
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2011
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика"
Адрес центра 420029, г.Казань, ул.Журналистов, 2а
Руководитель центра Немиров Михаил Семенович
Телефон ()
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 43244
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 3651 от 19.07.11 п.10
Производитель / Заявитель

ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа

 Россия 

450005, Башкортостан, ул.50 лет Октября, 24, тел. (3472) 28-44-36, факс 28-44-11, тел/факс 28-80-98

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 47251-11
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 1
Актуальность информации 19.05.2024

Поверители

Скачать

47251-11: Описание типа СИ Скачать 429.6 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при учётно-расчетных операциях между ОАО «АК «Транснефть» и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией.

Описание

Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений, реализованным с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователя плотности жидкости и системы обработки информации.

СИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены: преобразователи расхода жидкости турбинные, измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройств щелевого типа (рабочее или резервное), установленных на выходном коллекторе СИКН. В БИК установлены: два поточных влагомера (рабочий и резервный), два преобразователя плотности жидкости измерительных (рабочий и резервный), два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных (рабочий и резервный), измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры, ручное и два автоматических (рабочее и резервное) устройства для отбора проб нефти из трубопровода, индикатор расхода.

Блок ТПУ состоит из стационарной ТПУ 1-го разряда и эталонной поверочной установки на базе эталонного мерника 1-го разряда, и обеспечивает поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по ТПУ 1-го разряда. На входном и выходном коллекторах стационарной ТПУ установлены измерительные преобразователи давления и температуры нефти.

Поверка стационарной ТПУ 1-го разряда производится по эталонной поверочной установке на базе мерника 1-го разряда.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: контроллеры измерительные с «горячим» резервированием, которые осуществляют сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; пять автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с аттестованным программным обеспечением (АРМ оператора СИКН (основное и резервное), АРМ оператора приемо-сдаточного пункта, АРМ оператора местного диспетчерского пункта, АРМ

Лист 2

Листов 4 оператора химико-аналитической лаборатории), оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки, в виде оттисков поверительных клейм или наклеек, на средства измерений, входящих в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме массы брутто и объемного расхода нефти;

- измерение в автоматическом режиме температуры, давления, влагосодержания и плотности нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной ТПУ 1-го разряда;

- контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по контрольно-резервному;

- поверку стационарной поверочной установки по эталонной установке на базе эталонного мерника 1-го разряда;

- ручной и автоматический отбор проб нефти, ввод в СОИ результатов лабораторных анализов проб нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах).

Программное обеспечение

Программное обеспечение СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое программное обеспечение СИКН защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

В контроллере измерительном Floboss S600 реализованы 10 уровней доступа: от 0 (высший) до 9 (нижний). Уровень доступа определяет, какие данные разрешается изменять. Уровень 0 зарезервирован и не может быть установлен в качестве регистрационного уровня для пользователей. Алгоритмы вычислений контроллера измерительного аттестованы (свидетельство № 1551014-06 от 12.12.2006 г., ФГУП «ВНИИР»).

В программном комплексе автоматизированного рабочего места оператора используется система разграничения доступа к различным функциям, настройкам, влияющим на целостность результатов измерений, с 6 уровнями доступа: от уровня «Гость» (самый низкий уровень доступа - просмотр, не требующий ввода пароля) до уровня «Администратор» (режим разработчика).

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):

Идентификационное наименование ПО

Идентификационный номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

АРМ оператора «Cropos»

1.0.2.2

254EAD75

CRC32

Floboss S600

05.42

8D830A6A

CRC32

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858;

от 600 до 2100;

от 489 до 1858,5;

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

Диапазон измерений температуры, °С

от - 6 до +40;

от 0,22 до 4,0;

от 815 до 885;

±0,2;

±0,5;

Диапазон измерений давления, МПа

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто

нефти, %                                                                         ±0,25;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто

нефти, %                                                                         ±0,35.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

Наименование (номер по Г осреестру средств измерений)

Кол. (шт.)

Контроллер измерительный Floboss S 600 (№ 38623-08)

3

Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM 10” (№ 16128-10)

3

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (№ 14557-05)

2

Преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 (№ 15644-06)

2

Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (№ 15642-06)

2

Преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04)

8

Датчик температуры 644 (№ 39539-08)

10

Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (№ 20054-06)

1

Устройство пробозаборное щелевого типа по ГОСТ 2517

1

Автоматический пробоотборник Cliff Mock True Cut 2”

2

Ручной пробоотборник «Стандарт-Р»

1

Манометр МПТИ (№ 37047-08)

8

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (№ 303-91)

8

Автоматизированное рабочее место оператора

5

Инструкция по эксплуатации

1

Методика поверки

1

Паспорт

1

Поверка

осуществляется по Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 01.10.2010 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

Основное поверочное оборудование:

- поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);

- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

Сведения о методах измерений

Выполнение измерений массы нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 002-2010 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда», аттестованной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика», ФР.1.29.2010.06949.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Для измерений температуры и абсолютного давления природного газа в рабочих условиях в трубопроводе, преобразования количества импульсов от счетчиков газа в значение объема газа в рабочих условиях и вычислений по результатам измерений температуры, дав...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти на ПСП "Мусюршор".
47254-11
ФЛОУГАЗ Блоки коррекции объема газа
ООО ЭПО "Сигнал", г.Энгельс
Для приведения рабочего объёма газа, проходящего через счетчик газа, к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939 (20°С и 101325 Па).
Default ALL-Pribors Device Photo
Для автоматизированного определения количества и показателей качества нефти сырой при ведении учетно-расчетных операций между предприятием-поставщиком ОАО "РИТЭК" и предприятием-получателем ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" ТПП "Лангепаснефтегаз".
Default ALL-Pribors Device Photo
Для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.