• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета

Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 55615-13 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 2012-002. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "Аргоси", 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 объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". 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 объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". 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
55615-13
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "Аргоси", 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.№ 2012-002
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» участок НПС «Сковородино» – СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Резервная схема учета (далее – РСУ СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти, поступающей с магистрального нефтепровода, и сдаче ее в резервуарный парк для последующей ее транспортировки на площадку береговых сооружений и погрузки в морские танкеры.
ОписаниеПринцип действия РСУ СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением ультразвукового преобразователя объемного расхода. 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. РСУ СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока РСУ, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка РСУ СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на РСУ СИКН и ее компоненты. РСУ СИКН состоит из одного измерительного канала объема нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, разности давления, в которые входят следующие средства измерений: – преобразователь расхода ультразвуковой модели 3804 (далее – УЗР), Госреестр№ 38665-08; – преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10; – датчик температуры 3144Р, Госреестр № 39539-08. В систему обработки информации РСУ СИКН входят: – контроллер измерительный FloBoss модели S600+ с функцией резервирования,Госреестр № 38623-11, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16 декабря 2011 г. – контроллер программируемый Simatic S7-400 с функцией резервирования, Госреестр № 15773-11; – автоматизированное рабочее место оператора РСУ СИКН на базе системы измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-AT, свидетельство ФГУП «ВНИИР» об аттестации программного обеспечения № 19801-12 от 15 августа 2012 г. В состав РСУ СИКН входят показывающие средства измерений: – манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63; – термометры лабораторные стеклянные ТЛС, Госреестр № 32786-08. РСУ СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций: – автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти; – измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно; – проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки УЗР с применением преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM 10 “ основной схемы учета и установки поверочной трубопоршневой двунаправленной; – автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» в блоке измерений показателей качества нефти основной схемы учета или ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 в блоке РСУ СИКН; – автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; – защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) РСУ СИКН (контроллер измерительный FloBoss модели S600+, автоматизированное рабочее место оператора РСУ СИКН на базе системы измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-AT) обеспечивает реализацию функций РСУ СИКН. ПО РСУ СИКН 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 РСУ СИКН. 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
KZMN_v213119A54-CRC 16
Система измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-ATV 1.2.xxxcddf26d22dfoc095bc3df44bbcdc426c-MD5
Защита ПО РСУ СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа. Идентификация ПО РСУ СИКН осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО РСУ СИКН, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям. ПО РСУ СИКН 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 РСУ СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО РСУ СИКН 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 РСУ СИКН 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 РСУ СИКН приведены в таблице 1. Т а б л и ц а 1 – Основные метрологические и технические характеристики РСУ СИКН
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Измеряемая средаНефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Количество измерительных линий, шт.1 рабочая
Диапазон измерений расхода, м3/чОт 500 до 4500
Диапазон плотности при температуре измеряемой среды 20 (С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3От 830 до 900
Диапазон кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, мм2/сОт 4,5 до 60
Рабочее давление измеряемой среды в РСУ СИКН, МПа2,07
Максимальное допустимое давление измеряемой среды в РСУ СИКН, МПа4,0
Диапазон температуры, (СОт минус 8 до плюс 40
Массовая доля воды, %, не более1,0
Концентрация хлористых солей, мг/ дм3, не более900
Массовая доля механических примесей, %, не более0,05
Давление насыщенных паров, мм рт. ст.500
Массовая доля серы, %, не более3,5
Массовая доля парафина, %, не более7,0
Массовая доля сероводорода, млн.-1, не более100
Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн-1, не более100
Пределы допускаемой относительной погрешности РСУ СИКН при измерении расхода и массы брутто нефти, %± 0,5
Содержание свободного газаНе допускается
Режим работы РСУ СИКНПериодический
Параметры электропитания:
– напряжение переменного тока, В380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц
Климатические условия эксплуатации РСУ СИКН:
– температура окружающего воздуха, °СОт минус 20 до плюс 50
– температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование РСУ СИКН, °СОт плюс 5 до плюс 25
– относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование РСУ СИКН, %От 45 до 80
– относительная влажность окружающего воздуха, %От 45 до 80
– атмосферное давление, кПаОт 84 до 106
Комплектность– Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» участок НПС «Сковородино» – СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Резервная схема учета, 1 шт., заводской № 2012-002; – Руководство по эксплуатации РСУ СИКН А-10.6.10/ДСД/0887-10.РЭ; – «Инструкция. ГСИ. Резервная схема учета системы измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» участок НПС «Сковородино» – СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Методика поверки» МП 0049-14-2013.
Поверкаосуществляется по документу МП 0049-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Резервная схема учета системы измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» участок НПС «Сковородино» – СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25 марта 2013 г. Основные средства поверки: – установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, диапазон расхода рабочей среды от 210 до 2100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % при поверке с применением эталонных мерников 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; – 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.; – 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; – рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 %. Допускается применять другие средства поверки, если их метрологические характеристики не уступают указанным выше.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к РСУ СИКН 1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости». 2 ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.
ЗаявительЗакрытое акционерное общество «Аргоси» (ЗАО «Аргоси») Юридический адрес: Россия, 301087, Тульская обл., Чернский район, пос. Воропаевский. Почтовый адрес: Россия, 115054, г. Москва, Стремянный переулок, д. 38. Тел./факс: 8 (495) 544-11-35, 8 (495) 544-11-36
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно- исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»). Регистрационный номер 30006-09. 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.