Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП "Муханово" АО "Самаранефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70118-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "ОЭГ "Петросервис", г.Москва |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и определения показателей качества нефти при учетных операциях между АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Муханово».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 70118-18 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП "Муханово" АО "Самаранефтегаз" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 4426a199-e8e0-03ba-68f9-acbfb3a2de7d | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
Открытое акционерное общество «ОЭГ «Петросервис» (ОАО «ОЭГ «Петросервис»), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 286 (99%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 2 (1 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
70118-18: Описание типа
2025-70118-18.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 127.3 КБ | |
|
70118-18: Методика поверки
2018-mp70118-18.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 985 КБ | |
|
70118-18: Описание типа
2025-70118-18-1.pdf
|
Скачать | 470 КБ | |
|
70118-18: Методика поверки
2025-mp70118-18.pdf
|
Скачать | 5.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и определения показателей качества нефти при учетных операциях между АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Муханово».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры, давления и системы обработки информации.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы с заводским номером 01, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее -БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - 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 двух резервных измерительных линий.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб», установленное на входном коллекторе БИЛ.
Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 с функцией резервирования, осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Перечень средств измерений, входящих в состав СИКН, с регистрационными номерами в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Средства измерений из состава СИКН
|
Наименование средства измерений |
Количество, шт. |
Диапазон измерений |
Регистрационный номер |
Место установки |
|
Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM |
4 |
от 64 до 640 м3/ч |
16128-01 16128-06 16128-10 64583-16 |
БИЛ |
|
Преобразователь давления измерительный серии 40 JUMO dTRANS p02 |
4 |
от 0 до 2 МПа |
20729-03 40494-09 47454-11 56239-14 |
БИЛ |
|
Преобразователь давления измерительный серии 40 JUMO dTRANS p02 DELTA |
4 |
от 0 до 400 кПа |
20729-03 40494-09 47454-11 56239-14 |
БИЛ |
|
Преобразователь измери тельный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTRANS T01 |
4 |
от 0 °С до +50 °С |
24931-03 24931-08 |
БИЛ |
|
Термометр сопротивления серии 90 мод. 2820 |
24874-03 38488-08 | |||
|
Преобразователь давления измерительный серии 40 JUMO dTRANS p02 |
2 |
от 0 до 2 МПа |
20729-03 40494-09 47454-11 56239-14 |
на входном и выходном коллекторах |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
1 |
от 0 до 2 МПа |
14061-04 14061-10 14061-15 |
перед регулятором давления |
|
Преобразователь измери тельный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTRANS T01 |
1 |
от 0 °С до +50 °С |
24931-03 24931-08 |
на выходном коллекторе |
|
Термометр сопротивления серии 90 мод. 2820 |
24874-03 38488-08 | |||
|
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
2 |
от 0,01 до 2,00 % |
14557-05 14557-10 14557-15 |
БИК |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 |
2 |
от 300 до 1100 кг/ м3 |
15644-01 15644-06 52638-13 |
БИК |
|
Преобразователь давления измерительный серии 40 JUMO dTRANS p02 |
1 |
от 0 до 2 МПа |
20729-03 40494-09 47454-11 56239-14 |
БИК |
|
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 |
1 |
от 0,5 до 100,0 сПз |
15642-06 |
БИК |
|
Преобразователь плотности и вязкости FVM11 |
1 |
от 0,5 до 100 мПа^с |
62129-15 |
БИК |
|
Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 |
1 |
от 3,4 до 29,5 м3/ч |
22214-01 |
БИК |
Окончание таблицы 1
|
Наименование средства измерений |
Количество, шт. |
Диапазон измерений |
Регистрационный номер |
Место установки |
|
Расходомер-счетчик турбинный СТРИЖ |
1 |
от 3 до 30 м3/ч |
86650-22 |
БИК |
|
Преобразователь измери тельный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTRANS T01 |
2 |
от 0 °С до +50 °С |
24931-03 24931-08 |
БИК |
|
Термометр сопротивления серии 90 мод. 2820 |
24874-03 38488-08 | |||
|
Установка стационарная трубопоршневая поверочная «Прувер-С-500-0,05» |
1 |
от 50 до 500 м3/ч |
26293-04 |
ТПУ |
|
Преобразователь измерительный 644 |
2 |
от 0 °С до +50 °С |
14683-04 14683-09 63889-16 |
ТПУ |
|
Термопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
2 |
22257-05 22257-11 |
ТПУ | |
|
Преобразователь давления измерительный 2088 |
2 |
от 0 до 2 МПа |
16825-02 16825-08 |
ТПУ |
|
Комплекс измерительно вычислительный ИМЦ-03 |
1 (два вычислителя: основной и резервный) |
- |
19240-05 19240-11 |
СОИ |
|
АРМ оператора с ПО «Rate АРМ оператора УУН» |
2 (основной и резервный) |
- |
- |
СОИ |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений утвержденного типа:
- манометры для местной индикации давления;
- термометры для местной индикации температуры.
Вспомогательные устройства и технические средства:
- пробозаборное устройство;
- автоматический пробоотборник Cliff Mock C-22 - 2 шт.;
- устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором по ГОСТ 2517.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение объема и объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение контролируемых параметров: температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) нефти, содержания воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной ТПУ;
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Заводской номер СИКН в виде цифрового обозначения наносится типографским способом на информационную табличку, закрепленную на раме СИКН.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Общий вид СИКН показан на рисунке 1, информационная табличка представлена на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид СИКН
Рисунок 2 - Информационная табличка СИКН
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИКН, обеспечена возможность пломбирования средств измерений, входящих в состав
СИКН в соответствии с их описаниями типа и МИ 3002-2006 «Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок». Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН». Идентификационные данные ПО системы представлены в таблице 2.
Т аблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Rate АРМ оператора УУН» |
oil_tm.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
342.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
1FEEA203 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 (далее - ИВК). Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения ИВК № ПО-2550-03-2011 от 14 января 2011 г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Rate АРМ оператора УУН», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27 декабря 2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, непреднамеренных и преднамеренных изменений алгоритмов и установленных параметров разграничением прав доступа пользователей с помощью системы паролей, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от изменения путем кодирования.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3 и 4 соответственно.
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч |
от 100 до 1200 |
|
Избыточное давление нефти, МПа |
от 0,3 до 0,7 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Технические характеристики СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
- температура нефти, °С |
от +10 до +40 |
|
- плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3 |
от 830 до 890 |
|
- кинематическая вязкость нефти, мм2/с |
от 5 до 35 |
|
давление насыщенных паров нефти, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
- массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Количество измерительных линий, шт. |
4 (2 рабочие, 2 резервные) |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Режим управления: - запорной арматурой - регуляторами расхода |
автоматизированный и ручной автоматизированный и ручной |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота, Г ц |
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Класс взрывоопасной зоны ПУЭ/ ГОСТ 31610.10-1: - БИК, БИЛ, ТПУ - РСУ - операторная ПСП, электрощитовая СИКН |
В-1а/ класс 2 В-1г/ класс 2 - |
|
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009: - БИК, БИЛ, ТПУ - РСУ - операторная ПСП, электрощитовая СИКН |
А Ан Д |
Окончание таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды» |
У3 |
|
Температура окружающего воздуха в блок-боксе с технологической частью СИКН, °С |
от +5 до +35 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
20 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации и информационную табличку, закрепленную на раме СИКН, типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
аблица 5 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз», заводской № 01 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
- |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МИ 26.51.43/12-012-6311012306-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства ФР.1.29.2017.27805.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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»;
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
МИ 3532-2015 Рекомендация. ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти;
МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок;
ГОСТ 8.587-2019 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений.
Смотрите также
