Описание
Система измерений количества и показателей качества нефти 1009 Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 61298-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 127. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных. Произведен предприятием: Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа.
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 1009 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 1009 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 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Номер в госреестре | 61298-15 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 1009 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Обозначение типа | Нет данных | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Производитель | Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Описание типа | Скачать | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Методика поверки | Скачать | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Допускается поверка партии | Нет | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Наличие периодической поверки | Да | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Сведения о типе | Заводской номер | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 127 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009 (далее – система) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Описание | Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion. Выходные электрические сигналы со счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса нетто сырой нефти и масса балласта определяется программным комплексом «Cropos» расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в нефти с помощью влагомера нефти поточного. Масса нетто нефти определяется как разность массы брутто нефти и массы балласта. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной поверочной установки (ТПУ), узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации. 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, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти, в которые входят следующие средства измерений: - счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF400, установленный на рабочих линиях, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 13425-01; - счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400, установленный на контрольно-резервной линии, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 45115-10; - преобразователь давления измерительный 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-10, № 14061-04; - преобразователь измерительный Rosemount 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 56381-14; - преобразователь измерительный 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-04; - термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-11, № 22257-05; - влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-01; - преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15644-01; - счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26776-04; В состав системы входят показывающие средства измерений: - манометр показывающий для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11; - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91. В систему обработки информации системы входят: – контроллеры измерительные FloBoss S600+, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57563-14 и программный комплекс «Cropos», выполняющий функции передачи данных и вычисления массы нетто сырой нефти; – автоматизированные рабочие места оператора системы. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: – автоматизированное измерение массы брутто и массы нетто нефти и массового расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, массовой доли воды в нефти; – автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, объемной и массовой доли воды в 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 в нефти и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм; – измерение давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно; – возможность проведения контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion с применением контрольно-резервного счетчика-расходомера массового Micro Motion; – возможность проведения КМХ и поверки контрольно-резервного и рабочих счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion, с применением установки трубопоршневой Сапфир М, тип которой зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-04; – автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; – автоматический контроль параметров измеряемого потока нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; – защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Программное обеспечение |
СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К нижнему уровню относится программное обеспечение (ПО) контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее – контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера – файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Cropos», выполняющее функции приема данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-031/04-2012 от 04.06.2012 ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО программный комплекс «Cropos» относится файл «metrology.dll».
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Метрологические и технические характеристики | Таблица 2
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Комплектность | – единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества нефти № 1009, 1 шт., заводской № 127; – инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 1009; – МП 0257-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009. Методика поверки». | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Поверка | осуществляется по документу МП 0257-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 26.03.2015 г. Основные средства поверки: – установка трубопоршенвая «Сапфир М» -500, диапазон измерений объёмного расхода от 40 м3/ч до 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема ± 0,09 %; – калибратор многофункциональный МС2-R в диапазоне воспроизведения сигналов силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности (в диапазоне температуры окружающей среды 23ºС ( 5ºС) ± (0,02% показ. + 1,5 мкА), в диапазоне измерений давления от 0 до 6 МПа, пределы допускаемой основной погрешности (в диапазоне температуры окружающей среды 23ºС ( 5ºС) ±(0,025% П + 0,01% ВП) (П – показание, В – верхний предел воспроизведения); – влагомер эталонный лабораторный для товарной нефти ЭУДВН-1л, диапазон измерений объемной доли воды от 0,02 % до 2,0 %, пределы допускаемого значения абсолютной погрешности в поддиапазонах измерений объемной доли воды от 0,02 % до 1,0 % (включительно) составляет ± 0,02 %, от 1,0 % до 2,0 % составляет ± 0,03 %; – устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон» в диапазоне задания силы постоянного тока от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения (в диапазоне температуры окружающей среды 20ºС ( 5ºС) ± 0,003 мА, в диапазоне значений от 1 до 10000 Гц, предел допускаемой основной относительной погрешности задания периода следования импульсов (в диапазоне температуры окружающей среды 20ºС ( 5ºС) ± 0,001 %; – плотномер автоматический МДЛ-1, диапазон измерений плотности от 650 кг/м3 до 1000 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений ± 0,1 кг/м3; – калибратор температуры АТС-140В, в диапазоне значений от минус 33 ºС до 140 ºС, пределы допускаемой абсолютной погрешности ( 0,04ºС. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1009. 1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости». 2 Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 1009; 3 МП 0257-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009. Методика поверки». 4 ГОСТ Р 8.595–2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений». | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Заявитель | Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»). Адрес:450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24 Тел.: 8-800-700-78-68, факс: +7(347) 228-80-98, e-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru. ИНН 0278005403 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»). Адрес: 420088 г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А, тел.: (843) 272-70-62,факс: (843) 272-00-32, e-mail: office@vniir.org Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г |