Система измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара»
| Номер в ГРСИ РФ: | 98198-26 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 98198-26 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара» | ||||||
| Приказы |
№675 от
07.04.2026
— Об утверждении типов 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 | 31a9d5bf-315a-0206-e1e7-15518c3ef9bb | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
АО «Нефтеавтоматика», РОССИЯ, 450511, Республика Башкортостан, Уфимский р-н, д. Мударисово, ул. Нефтеавтоматики, д. 1
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
НА.ГНМЦ. 0903-25 МП ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара». Методика поверки.
(с 07.04.2026)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок |
Поверители
Скачать
|
98198-26: Описание типа
2026-98198-26.pdf
|
Скачать | 203.2 КБ | |
|
98198-26: Методика поверки
НА.ГНМЦ. 0903-25 МП
2026-mp98198-26.pdf
|
Скачать | 319 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, с применением турбинных преобразователей расхода (далее - ТПР) и преобразователей плотности, температуры и давления, выходные сигналы которых поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму. 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.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), эталонной ПУ (в блочном здании СИКН), узла регулирования давления и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, трех рабочих измерительных линий (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
БИК выполняет функции определения текущих 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.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (основное и резервное) (далее - ИВК), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора на базе ПО ПК «Cropos 2.0» (основное и резервное) (далее - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.
В состав СИКН входят средства измерений, приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Средства измерений
|
Наименование средств измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Преобразователи расхода турбинные НТМ |
79393-20 |
|
Преобразователи плотности и вязкости FVM (далее - ПВз) |
62129-15 |
|
Преобразователи плотности и расхода CDM (далее - ПП) |
63515-16 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-2п (далее - ПВл) |
77816-20 |
|
Датчики давления Агат-100МТ |
74779-19 |
|
Датчики давления ЭМИС-БАР |
72888-18 |
|
Датчики температуры ТСПТ Ex |
75208-19 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 |
75139-19 |
В состав СИКН входят СИ давления и температуры показывающие, СИ массового расхода жидкости (контроль изокинетичности расхода в БИК), применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
- автоматическое измерений массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) и объемной доли воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) ТПР с применением поверочной установки на месте эксплуатации;
- КМХ рабочих ТПР с применением контрольно-резервного ТПР, применяемого в качестве контрольного;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль технологических параметров нефти в СИКН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, актов приема-сдачи, паспортов качества, графических трендов, протоколов событий, журналов регистрации показаний средств измерений СИКН, протоколов КМХ средств измерений, входящих в СИКН;
- проведение КМХ ПП, ПВл, ПВз на месте эксплуатации без прекращения процесса измерений;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа, методик поверки или МИ 3002-2006 (в случае отсутствия требований в описании типа СИ).
О бщий вид СИКН приведен на рисунке 1.
Заводской номер 231 СИКН нанесен на информационную табличку, представленную на рисунке 2, закрепленную на блок-здании СИКН. Формат нанесения заводского номера - цифровой.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид СИКН
Место нанесения заводского номера
АО "НЕФТЕАВТОМАТИКА
^рт.|ИГНФ1-ПСП.СИКН-ПСГМ.1-О1.О0Ю0ООО СБ
Система измерения количества и показателей качества нефти с поверочной установкой (СИКН с ПУ и ЭПУ) Условное давление Р=1.6 МПа
Тол изготовления 12025 г
Клеймо ОТК I
№завп27? ’
МАССА Й10 500 ы
Рисунок 2 - Информационная табличка СИКН
Программное обеспечение
СИКН реализовано в ИВК и в АРМ оператора, оснащенные средствами отображения, управления и печати. Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) СИКН приведены в таблицах 2 и 3.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
EMC07.Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
PX.7000.01.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6AC84C68 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
Т а б л и ц а 3 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3380_Metrology.so |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b2504193eba21c4aed5af5734b6f5696 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMXPRPR_Metrology.so |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7bcc85ecc3e8be890856441165993eac |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMXPP_Metrology.so |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3105b2bc4ede48955ddf63d606136df8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMXSI_Metrology.so |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
2bc911ac8b0fc4139c033fac27d022b3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Docs_Metrology.so |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8d6d6324f0e17b0bbad8dd29b28e9edc |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой идентификации пользователя.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «высокому» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода нефти через СИКН*, т/ч (м3/ч) |
от 20 (23,26) до 300 (375) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
* - указаны минимальное и максимальное значения диапазона измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки СИКН и не может выходить за пределы приведенного диапазона измерений. | |
Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - плотность, кг/м3 - плотность нефти при температуре 20 °С, кг/м3, не более - давление в СИКН, МПа: - минимальное допускаемое - максимальное допускаемое - расчетное - вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая доля парафинов, % не более - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более - массовая доля серы, % не более -1 - массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн 1 (ppm), не более - давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более - содержание свободного газа, % |
от +5 до +20 от 800 до 860 860 0,4 1,0 1,6 от 4,5 до 45 0,5 100 0,05 1,45 20 0,6 40 66,7 (500) не допускается |
|
Количество ИЛ, шт. |
4 (3 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38, трехфазное 220±22, однофазное 50±0,4 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, % |
от -59 до +35 до 100 при +25°С |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный, автоматизированный |
|
Суммарные потери давления в СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в рабочем режиме - в режиме поверки и КМХ |
0,2 0,4 |
Т а б л и ц а 6 - Показатели надежности
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
25 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 7 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара» |
_ |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
_ |
1 |
|
Методика поверки |
_ |
1 |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 1416-2025 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара»,
ФР.1.29.2025.52721.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.1.1);
Приказ Росстандарта от 26.09.2022 № 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».
Смотрите также
