Система измерений количества и показателей качества нефти 443 на ПСП "Ухта" Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 443 на ПСП "Ухта" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 62904-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 443. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «ГКС» (ООО НПП «ГКС»), г. Казань.

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 443 на ПСП "Ухта" 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 443 на ПСП "Ухта" 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
62904-15
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 443 на ПСП "Ухта"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительОбщество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «ГКС» (ООО НПП «ГКС»), г. Казань
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 443
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта» (далее – система) предназначена для измерений объемного расхода, массы и плотности нефти.
ОписаниеПринцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий. В состав системы входят следующие средства измерений (с учетом средств измерений, находящихся на хранении): преобразователи расхода турбинные HTM, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 56812-14, модели HTM06 с Ду 150; преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15427-01 (далее – ТПР); термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, типы зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 22257-01, 22257-05, в комплекте с преобразователями измерительными 644 к датчикам температуры, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-00 и преобразователями измерительными 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-04; преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14061-99; денсиметры SARASOTA модификации FD960, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 19879-00 (далее – ПП); влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10; счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22214-01; расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 57762-14; двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 16" (далее – стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 20054-00; комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее – ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 53852-13, с автоматизированными рабочими местами (далее – АРМ) оператора системы с программным обеспечением «ГКС расход НТ версия 3.0». В составе системы дополнительно сформированы вспомогательные измерительные каналы (далее – ИК) плотности и объемного расхода, метрологические характеристики которых определяют комплектным методом. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций: автоматические измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти; автоматические измерения давления, температуры, плотности и объемной доли воды в нефти; автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории; проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ; автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517–2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами. Заводской номер системы нанесен на маркировочную табличку, установленную на площадке системы. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы. Пломбирование системы не предусмотрено. Пломбирование СИ из состава выделенных ИК системы проводится в соответствии с требованиями МИ 3002–2006 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее – ПО) системы 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 (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблицe 1. Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077–2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОmetrological_char.jarEMC07.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО3.0РХ 7000.01.01
Цифровой идентификатор ПО*15f957477A70F3CC
Другие идентификационные данные––
* Значение цифрового идентификатора ПО представлено в шестнадцатеричной системе счисления в виде буквенно-цифрового кода. Значимым является номинал и последовательность расположения цифр и букв, регистр букв при этом значения не имеет.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы 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.
Метрологические и технические характеристикиОсновные метрологические и технические характеристики системы, физико-химические показатели измеряемой среды и метрологические характеристики выделенных ИК приведены в таблицах 2–4. Таблица 2 – Метрологические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений объемного расхода, м3/чот 221 до 1000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %±0,35
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК
Наименование ИКСостав ИКДиапазон измеренийПределы допускаемой погрешности ИК
ИК плотностиППИВКот 800 до 900 кг/м3∆: ±0,3 кг/м3
ИК объемного расхода по ИЛ № 1ТПРИВКот 299 до 406 м3/чδ: ±0,15 %
ИК объемного расхода по ИЛ № 3
Примечание – Приняты следующие обозначения: ∆ – пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений, кг/м3; δ – пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %.
Таблица 4 – Основные технические характеристики системы Наименование характеристики Значение характеристики Измеряемая среда Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» Количество измерительных линий, шт. 3 (2 рабочие, 1 резервная) Избыточное давление измеряемой среды на входе блока измерительных линий, МПа от 0,25 до 1,2 Температура измеряемой среды, ºС от 5 до 40 Плотность измеряемой среды, кг/м3 от 840 до 890 Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) от 6 до 115 Массовая доля воды, %, не более 0,5 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 900 Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более 100 Массовая доля серы, %, не более 1,8 Массовая доля парафина, %, не более 6,0 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более 66,7 (500) Параметры электрического питания: – напряжение переменного тока, В – частота переменного тока, Гц / 50±1 Содержание свободного газа, % не допускается Режим работы системы непрерывный
КомплектностьКомплектность системы приведена в таблице 5. Таблица 5 – Комплектность системы
НаименованиеКоличество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 443на ПСП «Ухта», заводской № 4431 шт.
Инструкция по эксплуатации1 экз.
Поверка«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 443 ПСП «Ухта» Ухтинского РНУ АО «Транснефть – Север», свидетельство об аттестации методики измерений № 254-RA.RU.312546-2021 от 25 августа 2021 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 года № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 года № 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 Росстандарта от 1 ноября 2019 года № 2603 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений плотности»
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «ГКС» (ООО НПП «ГКС») ИНН 1655107067 Адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Московская, д. 35 Юридический адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50 Телефон (факс): (843) 221-70-00, (843) 221-70-01 Е-mail: www.nppgks.com
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») Адрес: Россия, РТ, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а» Телефон (факс): (843) 272-70-62, (843) 272-00-32 Web-сайт: www.vniir.org Е-mail: office@vniir.org Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU.310592 от 24.02.2015 В части вносимых изменений: Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП» (ООО ЦМ «СТП») Адрес: 420107, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, офис 7 Телефон: (843) 214-20-98, факс: (843) 227-40-10 Web-сайт: http://www.ooostp.ru E-mail: office@ooostp.ru Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц ООО ЦМ «СТП» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311229 от 30.07.2015 г.