Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО "Афипский НПЗ". СИКН 1015. Резервная схема учета Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО "Афипский НПЗ". СИКН 1015. Резервная схема учета Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 55333-13 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 1015. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Эмерсон", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 1 год
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО "Афипский НПЗ". СИКН 1015. Резервная схема учета Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО "Афипский НПЗ". СИКН 1015. Резервная схема учета Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
55333-13
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти на ООО "Афипский НПЗ". СИКН 1015. Резервная схема учета
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Эмерсон", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 1015
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета (далее – система) предназначена для автоматического измерения массы и показателей качества нефти, поступающей по магистральному трубопроводу «Крымск-Краснодар» при проведении учетных операций между сдающей и принимающей сторонами ОАО «Черномортранснефть» и ООО «Афипский НПЗ» соответственно.
ОписаниеПринцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с применением ультразвукового преобразователя объемного расхода и поточного преобразователя плотности. Выходные электрические сигналы с ультразвукового преобразователя объемного расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока резервной схемы учета, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из одного измерительного канала объема нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности нефти и объемной доли воды в нефти в которые входят следующие средства измерений: – преобразователь расхода ультразвуковой модели 3812 (далее – УЗР), Госреестр № 51047-12; – преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее – ПП), Госреестр № 15644-06; – влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее – ВП), Госреестр № 14557-10; – преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10; – термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11, с преобразователями измерительными 3144P, Госреестр № 14683-09. В систему обработки информации системы входят: – контроллер измерительный FloBoss модели S600+, Госреестр № 38623-11 c функцией резервирования, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) «Алгоритмы вычислений массы нефти контроллеров измерительных FloBoss модели S600+ на системах измерений количества и показателей качества нефти №№ 1015, 1016 на ООО «Афипский НПЗ» для основных и резервных схем учет» № 128014-13 от 17.07.2013. – автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V. В состав системы входят показывающие средства измерений: – манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11; – манометры деформационные образцовые с условными шкалами типа МО, Госреестр № 5768-76; – термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций: – автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти; – автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП; – измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно; – проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР с применением стационарной установки трубопоршневой двунаправленной (далее – ТПУ) или передвижной ТПУ 1-го разряда; – проведение поверки УЗР с применением ТПУ или передвижной ТПУ 1-го разряда; – автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; – автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; – защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss модели S600+, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1. Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационное наименование ПОНомер версии (идентификационный номер) ПОЦифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Другие идентификационные данные (если имеются)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
APPLICATION SW06.09g/09g 23071206.09g/09g 230712SW: 33b8-CRC 16
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа. Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям. ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Метрологические и технические характеристикиОсновные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 1. Т а б л и ц а 1 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Измеряемая средаНефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Количество измерительных линий, шт.1 рабочая
Диапазон расхода через систему измерений количества и показателей качества нефти, т/ч: – минимальный – номинальный – максимальный40 350 480
Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт)От 2 до 100
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3От 790 до 930
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: – при проведении измерений – при проведении поверки и КМХ0,2 0,4
Избыточное давление, МПа: – минимально допустимое – рабочее – максимальное0,2 0,5 0,8
Диапазон температуры, ºСОт плюс 5 до плюс 35
Массовая доля воды, %, не более0,5
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более100
Массовая доля механических примесей, %, не более0,05
Массовая доля парафина, %, не более6,0
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более10
Массовая доля серы, %, не более0,6
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более66,7 (500)
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более20
Содержание свободного газаНе допускается
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении расхода и массы брутто нефти, %± 0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, %± 0,6
Параметры электропитания:
– напряжение переменного тока, В380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц
Окончание таблицы 1 – Основные метрологические и технические характеристики системы Наименование характеристики Значение характеристики Климатические условия эксплуатации системы: – температура окружающего воздуха, °С От минус 20 до плюс 50 – температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С От плюс 5 до плюс 25 – относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % От 45 до 80 – относительная влажность окружающего воздуха, % От 45 до 80 – атмосферное давление, кПа От 84 до 106
Комплектность– система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета, 1 шт., заводской № 1015; – Руководство по эксплуатации «Увеличение поставки нефти на Афипский НПЗ. Узлы подключения к МН «Крымск-Краснодар», «Хадыженск-Краснодар». ПСП «Афипский НПЗ». Реконструкция»; – «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета. Методика поверки. МП 0055-14-2013».
Поверкаосуществляется по документу МП 0055-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета. Методика поверки.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 05 июля 2013 г. Основные средства поверки: – ТПУ, наибольший расход рабочей среды 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % при поверке с применением эталонной ПУ 1-го разряда; – калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 ºС до 155 ºС, пределы допускаемой абсолютной погрешности ( 0,04 ºС; – калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления – нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления – нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; – установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ( 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3; – установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,02%; – устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ( 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов( 5×10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ( 2 имп. в диапазоне от 20 до 5×108 имп. Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета 1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости». 2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения» 3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений». Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Эмерсон» (ООО «Эмерсон») Юридический адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д. 10, стр. 2 Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д. 10, стр. 2 Тел.: +7 (495) 981-981-1; факс: +7 (495) 981-981-0
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»). Юридический адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7а. Тел. +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32, e-mail: office@vniir.org. Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.