Номер по Госреестру СИ: 66217-16
66217-16 Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП "Малая Пурга"
( )
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 157659
ID в реестре СИ - 380059
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
-,
Производитель
Изготовитель - Общество с ограниченной ответственностью «СистемНефтеГаз» (ООО «СНГ»)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - Республика Башкортостан, г. Октябрьский
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности -
График "У кого сколько эталонов (СИ)" имеет несколько уровней вложенности. На первом уровне доступна информация об организациях-владельцах эталонов и количестве эталонов, находящихся у них на балансе. На втором уровне можно посмотреть состав эталонной базы в разрезе видов измерений.
Графики "Возраст парка эталонов" представляют информацию по возрасту (дате производства) и количеству СИ, применяемых в качестве эталонов. Для удобства визуального восприятия временная шкала разбита на 2 интервала (до 1992 года и от 1992 года до н.в.).
На графике "Распределение эталонов по видам измерений" приводится столбчатая диаграмма распределения эталонов по видам измерений. Наименования видов измерений присваивались в зависимости от ГЭП к которому прослеживается каждое конкретное СИ, применяемое в качестве эталона.
"Прослеживаемость к первичным эталонам" служит для оценки измерительных возможностей организаций-владельцев эталонов. По оси OX откладывается информация о количестве эталонов в организации, а по оси OY - кол-во первичных эталонов к которым прослеживаются эталоны организации.
В конце отчета приводится сводная таблица с данными для возможности самостоятельной обработки информации.
Статистика
Кол-во поверок - 26
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 15
Кол-во средств измерений - 2
Кол-во владельцев - 4
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 364 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1916 от 2023.09.15 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (7)
№1987 от 2016.12.26 Об утверждении типов средств измерений
№908 от 2021.06.01 О внесении изменений в сведения об утвержденном типе средств измерений
№3024 от 2022.12.02 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (25)
Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП "Малая Пурга" ( )
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Общество с ограниченной ответственностью «СистемНефтеГаз» (ООО «СНГ»)
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
66217-16 |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП "Малая Пурга", Общество с ограниченной ответственностью «СистемНефтеГаз» (ООО «СНГ») (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Октябрьский) |
ОТ МП |
1 год |
Кто поверяет Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП "Малая Пурга" ( )
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2025 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ФБУ «Удмуртский ЦСМ» (RA.RU.311312) | РСТ | 3 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||
| ФБУ "УДМУРТСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311312) | РСТ | 22 | 6 | 15 | 0 | 22 | 6 | 15 | ||
| ФГУП "ВНИИР" (74) | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП "Малая Пурга" ( )
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО ИВК (основного и резервного) |
ПО АРМ оператора (основного и резервного) | |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
OMS830 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.09с/09с |
1.41 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
a78d |
3909E3CB |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012.12403).
Нормативные и технические документы
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью расходомеров кориолисовых массовых. Выходные электрические сигналы расходомеров кориолисовых массовых поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления, системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Измерительные компоненты
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS серии 7000 (далее - РМ) |
34183-07 |
|
Преобразователи давления измерительные EJX |
28456-09 |
|
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - 11П) |
15644-06 |
|
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 |
15642-06 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-10 |
|
Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее - ИВК) |
38623-11 |
|
Контроллер программируемый логический PLC Modicon |
18649-09 |
Продолжение таблицы 1
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Преобразователи измерительные модели D1000 |
44311-10 |
|
Преобразователи измерительные частоты с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К |
22148-08 |
|
Расходомер UFM 3030 |
32562-09 |
|
Счетчик нефти турбинный МИГ |
26776-08 |
|
Установка трубопоршневая «Сапфир МН» (далее - ТПУ) |
41976-09 |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматические измерения плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки РМ с применением ТПУ и ПП;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной лаборатории;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 10 до 170 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 резервная) |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания:
|
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВА, не более |
40 |
|
Габаритные размеры блок-бокса БИЛ и БИК, мм, не более:
|
3400 6050 9200 |
|
Условия эксплуатации:
|
от -51 до +38 +20 |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
2000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Параметры измеряемой среды | |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более |
1,6 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +5 до +45 |
|
Плотность измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 |
от 850 до 950 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды, сСт, не более |
100 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |