Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП "Похвистнево" АО "Самаранефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70236-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самаранефтегаз", г. Самара |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при учетных операциях между
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 70236-18 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП "Похвистнево" АО "Самаранефтегаз" | ||||||
| Приказы |
№1865 от
01.09.2025
— О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений
№523 от
20.03.2026
— О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений
|
||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 7006594c-2273-f61a-8536-4aee1162ee4e | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
АО «Самаранефтегаз», РОССИЯ, 443071, г. Самара, Волжский проспект, д. 50
РОССИЯ
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
М 12-052-2017 Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 206 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 05.04.2026 |
Поверители
Скачать
|
70236-18: Описание типа
2018-70236-18.pdf
|
Скачать | 93.3 КБ | |
|
70236-18: Методика поверки
2018-mp70236-18.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 18.6 MБ | |
|
70236-18: Описание типа
2018-70236-18-1.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 93.3 КБ | |
|
70236-18: Описание типа
2025-70236-18.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 114.8 КБ | |
|
70236-18: Методика поверки
2018-mp70236-18-1.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 18.6 MБ | |
|
70236-18: Описание типа
2025-70236-18-1.pdf
|
Скачать | 114.8 КБ | |
|
70236-18: Описание типа
2026-70236-18.pdf
|
Скачать | 259.2 КБ | |
|
70236-18: Методика поверки
М 12-052-2017
2018-mp70236-18-2.pdf
|
Скачать | 3.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 239
на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при учетных операциях между
ООО «ННК-Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Похвистнево».
Описание
Принцип действия СИКН 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.
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 одной резервной 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, установленное на выходном 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, автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Перечень средств измерений и вспомогательных устройств приведен в таблице 1.
|
Таблица 1 - Средства измерений и вспомогательного уст |
ройства в составе С |
ИКН | ||
|
Средства измерений и вспомогательные устройства в составе СИКН |
Количество, шт. |
Диапазон измерений |
Регистрационный номер |
Место установки |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM |
3 |
В соответствии с результатами поверки |
16128-01 16128-06 16128-10 |
БИЛ |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
3 |
от 0 до 6 МПа |
14061-04 14061-10 14061-15 |
БИЛ |
|
Датчик давления 1151DP |
3 |
от 0 до 200 кПа |
13849-04 | |
|
Преобразователь измерительный 444 к датчикам температуры |
3 |
от 0 до +50 °С |
14684-00 14684-06 63889-16 | |
|
Термопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
3 |
22257-01 22257-05 22257-11 | ||
|
Манометр для точных измерений МТИ 1216 |
3 |
от 0 до 1 МПа |
1844-63 | |
|
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
3 |
от 0 до +55 °С |
303-91 | |
|
Пробозаборное устройство |
1 |
- |
- |
На выходном коллекторе |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
1 |
от 0 до 1 МПа |
14061-10 | |
|
Преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры |
1 |
от 0 до +50 °С |
14683-09 | |
|
Термопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
1 |
22257-11 | ||
|
Манометр для точных измерений МТИ 1216 |
2 |
от 0 до 1 МПа |
1844-63 |
На входном и выходном коллекторах |
|
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
1 |
от 0 до +55 °С |
303-91 |
На выходном коллекторе |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
2 |
от 0,01 до 2,00 % |
14557-05 14557-10 |
БИК |
|
Преобразователь плотности измерительный 7835 |
2 |
от 300 до 1100 кг/м3 |
15644-96 15644-01 | |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
1 |
от 0 до 6 МПа |
14061-04 |
БИК |
|
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 |
1 |
от 0,5 до 100,0 мПа^с |
15642-06 | |
|
Счетчик жидкости турбинный Invalco |
1 |
В соответствии с результатами калибровки |
- | |
|
Преобразователь измерительный 444 к датчикам температуры |
1 |
от 0 до +50 °С |
14684-06 | |
|
Термопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
1 |
22257-05 | ||
|
Манометр для точных измерений МТИ 1216 |
2 |
от 0 до 1 МПа |
1844-63 | |
|
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
1 |
от 0 до +55 °С |
303-91 | |
|
Автоматический пробоотборник Cliff Mock C-22 |
2 |
- |
- | |
|
Устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором по ГОСТ 2517-2012 |
1 |
- |
- | |
|
Установка трубопоршневая «Сапфир-М»-500 |
1 |
В соответствии с результатами поверки |
23520-02 |
ТПУ |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
2 |
от 0 до 1 МПа |
14061-10 14061-15 |
Окончание таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры |
2 |
от 0 до +50 °С |
14683-04 14683-09 |
ТПУ |
|
Термопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
2 |
22257-05 22257-11 | ||
|
Манометр для точных измерений МТИ 1216 |
2 |
от 0 до 1 МПа |
1844-63 | |
|
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
2 |
от 0 до +55 °С |
303-91 | |
|
Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-03 |
1 (два вычислителя: основной и резервный) |
- |
19240-05 |
СОИ |
|
АРМ оператора с ПО «Rate АРМ оператора УУН» |
2 (основной и резервный) |
- |
- |
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение 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 поверочной установке;
- 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 нанесен на информационную табличку типографским способом.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Общий вид СИКН показан на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКН
Программное обеспечение
Программное обеспечение (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.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
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 |
Программное обеспечение (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, выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14 января 2011 г.
К ПО верхнего уровня относится ПО программно комплекса «Rate APM 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.
Технические характеристики
Метрологические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч |
от 64 до 600 |
|
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 |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
- измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
- температура нефти, °С |
от +5 до +40 |
|
- плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3 |
от 830 до 890 |
|
- кинематическая вязкость нефти, мм2/с |
от 7 до 37 |
|
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 |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 резервная) |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Режим управления: - запорной арматурой; - регуляторами расхода |
автоматизированный и ручной ручной |
|
Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота питающей сети, Гц |
380±38 трехфазное; 220±22 однофазное 50±1 |
|
Класс взрывоопасной зоны ПУЭ/ГОСТ 30852.9: - БИК, БИЛ - ТПУ - 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 - операторная ПСП, электрощитовая СИКН |
А Ан Д |
|
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 |
|
Срок службы, лет, не менее |
20 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз», заводской № 239 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 239 приемо-сдаточного пункта «Похвистнево» |
- |
1 экз. |
|
Паспорт |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
- |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МИ 49.50.11.110/82-037-6311012306-2025 «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз», свидетельство об аттестации методики измерений № 604 /RA.RU.311290-2015/2025.
Нормативные документы
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
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» п. 6.1.1
ГОСТ 8.587-2019 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
