Система измерений количества и показателей качества нефти 163 ОАО "СМП-Нефтегаз" Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 163 ОАО "СМП-Нефтегаз" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 61795-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 117/2004. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "ИМС Инжиниринг", 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 163 ОАО "СМП-Нефтегаз" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
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 163 ОАО "СМП-Нефтегаз" 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
61795-15
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 163 ОАО "СМП-Нефтегаз"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва.
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 117/2004
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз» (далее – система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, поступающей с узла подготовки нефти при проведении учетных операций между сдающей (ОАО «СМП-Нефтегаз») и принимающей (АО «Транснефть – Прикамье») сторонами.
ОписаниеПринцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы со счетчиков-расходомеров массовых, преобразователей плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объемного расхода в БИК поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного, который по реализованному в нем алгоритму вычисляет массу нефти. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), выходного коллектора системы, стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки (далее – передвижная ТПУ), системы сбора и 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 трех (двух рабочих и одной резервно-контрольной) измерительных линий массы брутто нефти. В систему входят следующие средства измерений (СИ): – счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее – СРМ), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее – регистрационный) № 13425-01; – преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее – ПП), регистрационный № 15644-01; – преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, регистрационный № 15642-06; – влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-01; – счетчик жидкости турбинный CRA/MRT97, регистрационный № 22214-01; – преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные №№ 14061-99; – термопреобразователи сопротивления платиновые серии 90, регистрационный № 24874-03 в комплекте с преобразователями измерительными от термопар и термопреобразователей сопротивления dTRANS T01, регистрационный № 24931-03; – термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-01 в комплекте с преобразователями измерительными 644, регистрационный № 14683-04; – преобразователи давлений измерительные серии 40, модели 4385 , регистрационный № 19422-03; – двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 8” (далее – ТПУ), регистрационный № 20054-00. В составе системы используются следующие вспомогательные СИ и оборудование: – индикатор фазового состояния потока ИФС-1В-700М; – фильтры сетчатые «Plenty»; – автоматические пробоотборники «True Cat» фирмы «Cliff Mock»; – устройство для ручного отбора проб; – регуляторы расхода с электроприводом. В систему сбора и обработки информации системы входят: – контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 с функцией резервирования, регистрационный № 15066-04, свидетельство об аттестации алгоритмов и программного обеспечения от 15 октября 2009 г. № 2301-05м-2009; – автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения от 27 декабря 2011 г. № 20902-11; – контроллеры PakScan MS 11S (рабочий и резервный) для управления запорной и регулирующей арматурой. В состав системы входят показывающие СИ: – манометры для точных измерений типа МПТИ, регистрационный № 26803-11; – манометры для точных измерений МТИ, регистрационный № 1844-63; – термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций: – автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти; – 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 испытательной лаборатории; – измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно; – проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и резервно-контрольного СРМ с применением ТПУ и ПП; – проведение КМХ рабочих СРМ по резервно-контрольному СРМ применяемому в качестве контрольного СРМ; – поверка ТПУ по передвижной ТПУ. – автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; – автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ; – защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000, АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую 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. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПООперационная система контроллера OMNI 3000/6000ПО «RATE АРМ оператора УУН» РУУН 2.3-11 АВ
Номер версии (идентификационный номер ПО)OMNI зав. № 68691 – 24.74.14 OMNI зав. № 68859 – 24.74.152.3.1.1
Цифровой идентификатор ПОOMNI зав. № 68691 – EF9D OMNI зав. № 68859 – A3B3В6D270DB
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 в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует среднему уровню защиты.
Метрологические и технические характеристикиОсновные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2. Таблица 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Количество измерительных линий, шт.3 (2 рабочих и 1 резервно-контрольная)
Диапазон измерений расхода, т/ч: - минимальный расход - максимальный расход40 200
Суммарные потери давления при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при измерениях - при проведении поверки и КМХ0,2 0,4
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, %± 0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, %± 0,35
Измеряемая средаНефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Диапазон температуры, ºСОт плюс 5 до плюс 30
Диапазон избыточного давления, МПаОт 0,3 до 4,0
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3: - при минимальной в течение года температуре измеряемой среды - при максимальной в течение года температуре измеряемой среды950 850
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, сСтОт 12 до 40
Массовая доля воды, % не более1,0
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более900
Массовая доля механических примесей, %, не более0,05
Массовая доля парафина, %, не более5
Массовая доля сероводорода, млн-1. (ppm), не более100
Массовая доля серы, %, свыше3,5
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более66,7 (500)
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1. (ppm), не более100
Содержание свободного газаНе допускается
Режим работы системыНепрерывный
Комплектность– система измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз», 1 шт., заводской № 117/2004; – инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз»; – Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз». Методика поверки. МП 0259-14-2015.
Поверкаосуществляется по документу МП 0259-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 16 марта 2015 г. Основным средством поверки является ТПУ с максимальным объемным расходом 180 м3/ч, и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз» 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».
ЗаявительЗАО «ИМС Инжиниринг» ИНН 7710431220 Юридический адрес: 103050, г. Москва, Благовещенский переулок, д. 12, строение 2 Тел./факс: (495) 775-77-25, (495) 708-31-30
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») Адрес: Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А Тел.: 8 (843) 272-70-62, факс: 8 (843) 272-00-32 e-mail: office@vniir.org Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.