Система измерений количества и показателей качества нефти 563 ПСП "Медведево"

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 563 ПСП "Медведево" — техническое средство с номером в госреестре 77642-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 563. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: ООО "ИМС Индастриз", г.Видное.

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 563 ПСП "Медведево" .

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 563 ПСП "Медведево" .

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
77642-20
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 563 ПСП "Медведево"
Обозначение типа
ПроизводительООО "ИМС Индастриз", г.Видное
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 563
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 563 ПСП «Медведево» (далее по тексту – СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
ОписаниеПринцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых, средств измерений плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, 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 измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту – БИК), системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты. СИКН состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий. В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ): - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее по тексту - регистрационный №) 13425-06, модели CMF200 с измерительными преобразователямисерии 2700 (далее по тексту – СРМ) – 3 шт.; - преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-04 – 8 шт.; - датчики давления Метран-100, регистрационный № 22235-08 – 4 шт.; - термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644, регистрационный № 27129-04 – 8 шт.; - преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, регистрационный№ 15644-06 – 1 шт.; - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10 – 2 шт.; - преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, регистрационный № 15642-06 – 1 шт.; - ротаметр H250, регистрационный № 19712-08 – 1 шт.; - установка трубопоршневая «Сапфир М» (далее по тексту – ТПУ), регистрационный№ 23520-07 – 1 шт. В систему сбора, обработки информации и управления СИКН входят: - комплексы измерительно-вычислительные «ИМЦ-03» (основной и резервный) (далее по тексту – ИВК), регистрационный № 19240-05 – 2 шт.; - автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора СИКН № 1 и № 2 с программным обеспечением «Rate». В состав СИКН входят показывающие СИ: - манометры для точных измерений МТИ-1246, регистрационный № 1844-63 – 9 шт.; - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91 –9 шт. СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций: - автоматические измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений по каждой измерительной линии (ИЛ) и СИКН в целом в рабочем диапазоне измерений расхода, температуры, давления, плотности, вязкости; - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени по каждой ИЛ и СИКН в целом; - автоматические измерения плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в БИК; - измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно; - проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного; - проведение КМХ контрольно-резервного СРМ по ТПУ; - проведение КМХ и определения метрологических характеристик СРМ с применением ТПУ; - автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; - автоматический контроль параметров нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; - защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа. Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКН в целях утверждения типа. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО ИВК
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОПО «Rate АРМ оператора УУН»Нефть, нефтепродукты. Преобразователи массового расхода
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3.1.1352.02.01
Цифровой идентификатор ПОB6D270DB14C5D41A
Другие идентификационные данные--
Метрологические и технические характеристикиМетрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 2 и таблице 3. Таблица 2 – Метрологические характеристики СИКН
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/чот 10 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %±0,35
Таблица 3 – Основные технические характеристики СИКН
Наименование характеристикиЗначение
Измеряемая среда нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Количество измерительных линий, шт.3 (2 рабочие,1 контрольно-резервная)
Рабочий диапазон давления измеряемой среды, МПаот 0,21 до 6,30
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °Сот +5 до +35
Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3от 830,0 до 895,0
Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, мм2/сот 3,0 до 35,0
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 более20
Массовая доля серы, %, не более1,8
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более40
Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более66,7 (500)
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °С, млн-1 (ppm), не более6
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц220±22 однофазное 380 трехфазное 50±1
Содержание свободного газане допускается
КомплектностьКомплектность СИКН приведена в таблице 4. Таблица 4 – Комплектность СИКН
НаименованиеОбозначениеКоличество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 563 ПСП «Медведево»заводской № 5631 шт.
Инструкция по эксплуатации СИКН–1 экз.
Методика поверкиМП 0962-14-20191 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 0962-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 563 на ПСП «Медведево». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 11.10.2019 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 2018 г. № 256 с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность определения метрологических характеристик СРМ, входящих в состав СИКН, в рабочем диапазоне измерений; - средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Для исключения возможности несанкционированного доступа на элементы корпуса СРМ устанавливают пломбы, несущих на себе оттиск клейма поверителя. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 563 ПСП «Медведево» ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «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» Приказ Министерства энергетики РФ от 15 марта 2016 г. № 179 «Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз») ИНН 7736545870 Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А Юридический адрес: 142703, Московская обл., г. Видное, ул. Донбасская, д. 2, стр. 10, ком. 611 Телефон: +7 (495) 221-10-50 Факс: +7 (495) 221-10-51 E-mail: ims@imsholding.ru
Испытательный центрВсероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева») Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а» Телефон: +7 (843) 272-70-62 Факс: +7 (843) 272-00-32 E-mail: office@vniir.org Аттестат аккредитации ВНИИР – филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.