Система измерений количества и показателей качества нефти УПН 230 Капитоновского месторождения Нет данных

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти УПН 230 Капитоновского месторождения Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 66412-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 565/2013. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "ИМС Индастриз", 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 УПН 230 Капитоновского месторождения 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 УПН 230 Капитоновского месторождения 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
66412-17
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти УПН 230 Капитоновского месторождения
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "ИМС Индастриз", 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.№ 565/2013
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти УПН 230 Капитоновского месторождения (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
ОписаниеПринцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму. СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты. В составе СИКН применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1. Таблица 1 - Состав СИКН
Наименование средства измеренийТип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации CMF 300) в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ)45115-10
Датчики температуры 64439539-08
Преобразователи давления измерительные 305114061-10
Ротаметр Н 25048092-11
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее - ИВК)19240-11
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВН)14557-10
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ26803-11
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4303-91
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций: - автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, а также массовой доли воды в нефти; - автоматическое измерение температуры и давления на узле измерительных линий, на узле измерений показателей качества нефти (далее - УИК); - автоматическое и местное измерение разности давления на фильтрах на узле фильтров; - измерение давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно; - контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ с применением контрольного СРМ; - КМХ и поверка СРМ с применением передвижной поверочной установки; - ручное управление запорной и регулирующей арматурой; - автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; - 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 аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в УИК с применением ВН; - защита алгоритма и программы ИВК и автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора СИКН от несанкционированного доступа системой паролей; - автоматический и ручной отбор проб нефти; - дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха; - регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора. Идентификационные данные указаны в таблице 2. Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОArmA.dllArmMX.dllArmF.dlloil_tm.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО4.0.0.14.0.0.14.0.0.1352.02.01
Цифровой идентификатор ПО8B71AF7130747EDBF8F3921014C5Д41А
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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Метрологические и технические характеристикиОсновные метрологические и технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3. Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Количество измерительных линий, шт.2 (одна рабочая, одна контрольно-резервная)
Измеряемая среданефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Диапазон измерений расхода нефти, т/ч (м3/ч)от  18 (23) до 100 (131)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %±0,35
Диапазон давления нефти, МПаот 0,6 до 2,5
Режим работы СИКНпериодический, автоматизированный
Физико-химические показатели измеряемой среды
Диапазон плотности нефти при рабочих условиях, кг/м3от 784,9 до 765,0
Диапазон температуры нефти, °Сот 15 до 45
Массовая доля воды, %, не более0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более100
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более66,7 (500)
Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более2
Массовая доля парафина, %, не более6
Содержание свободного газа, %не допускается
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц220±22, 380±38 50±1
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, °С - температура воздуха в помещении блочно-модульного здания блока технологического, °С, не нижеот -43 до +42 +10
Комплектностьприведена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначениеКоличество
Система измерений количества и показателей качества нефти УПН 230  Капитоновского  месторождениязав. № 565/20131 шт.
Инструкция по эксплуатации-1 экз.
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти УПН 230  Капитоновского  месторождения. Методика поверкиМП 0479-14-20161 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 0479-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти УПН 230  Капитоновского  месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20.10.2016 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» или по ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости», обеспечивающий проведение поверки СРМ; - средства поверки в соответствии с методикой поверки СИКН. Допускается применение аналогичных средства поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти УПН 230 Капитоновского месторождения ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз») ИНН 7736545870 Адрес: Россия, 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А Тел.: (495) 221-10-50, факс: (495) 221-10-51
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») Юридический и почтовый адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань,ул. 2-я Азинская, 7 «а» Тел.: (843) 272-70-62; факс: (843) 272-00-32 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 г.