70236-18: Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП "Похвистнево" АО "Самаранефтегаз" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП "Похвистнево" АО "Самаранефтегаз"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 70236-18
Производитель / заявитель: АО "Самаранефтегаз", г. Самара
Скачать
70236-18: Описание типа СИ Скачать 93.5 КБ
70236-18: Методика поверки М 12-052-2017 Скачать 18.2 MБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП "Похвистнево" АО "Самаранефтегаз" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Похвистнево.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 70236-18
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП "Похвистнево" АО "Самаранефтегаз"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 239
Производитель / Заявитель

АО "Самаранефтегаз", г.Самара

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 152
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 152 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

70236-18: Описание типа СИ Скачать 93.5 КБ
70236-18: Методика поверки М 12-052-2017 Скачать 18.2 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 АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Похвистнево.

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.

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 вспомогательные устройства в составе СИКН

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

1

2

3

4

5

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

Т ермопреобразователь 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

Т ермопреобразователь 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

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

1

2

3

4

5

Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829

1

от 0,5 до 100,0 мПа^с

15642-06

БИК

Счетчик жидкости турбинный Invalco

1

В соответствии с результатами калибровки

-

Преобразователь измерительный 444 к датчикам температуры

1

от 0 до +50 °С

14684-06

Т ермопреобразователь 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

Преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры

2

от 0 до +50 °С

14683-04

14683-09

Т ермопреобразователь 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

1

2

3

4

5

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.

Пломбировка СИКН осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.

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

Идентиф икационное 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 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.

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 +15 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 ОАО «Самаранефтегаз» по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 239 приемо-сдаточного пункта «Похвистнево»

П4-04 И-006 ЮЛ-035

1 экз.

Наименование

Обозначение

Количество

«Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз».

Методика поверки.»

М 12-052-2017

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу М 12-052-2017 «Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 19 мая 2017 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;

- средства поверки в соответствии с документами на СИ, входящие в состав системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз», утверждена ООО «Метрология и Автоматизация» в г. Самара 23 ноября 2016 г. Регистрационный номер ФР.1.29.2017.25663

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.

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

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

Смотрите также

70237-18
CTD SBE 49 FastCAT Зонд гидрологический
Фирма "Sea-Bird Electronics", США
Зонд гидрологический CTD SBE 49 FastCAT (далее - зонд) предназначен для измерений температуры, гидростатического давления и удельной электрической проводимости (УЭП) морской воды.
Установка для измерения радиотехнических характеристик диэлектрических материалов в диапазоне температур от 20 до 400 °С ИРТХ-400 (далее установка ИРТХ-400) предназначена для измерений относительной диэлектрической проницаемости и тангенса угла диэле...
Установка для измерения толщины UltraMap S100-FP (далее по тексту - установка) предназначена для бесконтактных измерений толщины любого твердого объекта, в том числе полупроводниковых пластин из различных материалов, включая кремний, арсенид галлия,...
70240-18
Термоизмеритель ТМ-12м Измерители температуры многоканальные прецизионные
ООО "Производственно-экологическое предприятие "Сибэкоприбор", г.Новосибирск
Измерители температуры многоканальные прецизионные «Термоизмеритель ТМ-12м» предназначены для измерений температуры контактным способом с помощью первичных преобразователей - термопреобразователей сопротивления (ТС) или термоэлектрических преобразова...
70241-18
DWT Копры вертикальные
Фирма "Zwick GmbH & Co. KG", Германия
Копры вертикальные DWT (далее - копры) предназначены для измерения энергии разрушения образцов при испытаниях ударной прочности образцов различных материалов.