Комплексы аппаратно-программные измерительные Поток-ПСНМ
Номер в ГРСИ РФ: | 27503-10 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "ПермСпецНефтеМаш", г.Пермь |
27503-10: Описание типа СИ | Скачать | 266 КБ |
Для автоматизированного измерения и учета количества перекачиваемой сырой или товарной нефти, для определения массы нефти при учетных операциях в составе "Системы измерения количества и показателей качества нефти".
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 27503-10 |
Наименование | Комплексы аппаратно-программные измерительные |
Модель | Поток-ПСНМ |
Технические условия на выпуск | ТУ 4257-001-03475643-04 (ПСНМ.466453.001-X- У-Z ТУ) |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2010 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | Взамен № 27503-04 |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ Пермского ЦСМ |
Адрес центра | 614068, г.Пермь, ул.Борчанинова, 85 |
Руководитель центра | Бабушкин Валерий Степанович |
Телефон | (8*342*2) 33-31-00 |
Факс | 33-60-53 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | 01.04.2015 |
Номер сертификата | 39311 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | С |
Дата протокола | 01д от 18.03.10 п.362 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ПермСпецНефтеМаш", г.Пермь
Россия
614600, ул.Куйбышева, 140, тел./факс (3422) 361-660, тел/факс (342) 215-55-21, 215-53-04
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | ПСНМ.466453.001 МП |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 22 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 22 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
27503-10: Описание типа СИ | Скачать | 266 КБ |
Описание типа
Назначение
Комплексы аппаратно-программные измерительные «ПОТОК-ПСНМ» (далее комплексы) предназначены для автоматизированного измерения и учета количества перекачанной сырой или товарной нефти, нефтепродуктов, газа и газового конденсата.
Область применения - определение массы нефти, нефтепродуктов, газа и газового конденсата при учетных операциях в составе «Системы измерения количества и показателей качества нефти» (далее СИКН).
Описание
Комплекс представляет собой совокупность технических средств, состоящий из:
- оборудования нижнего уровня, выполненного на измерительных преобразователях и программируемых контроллерах, в том числе:
• измерительные преобразователи давления и температуры нефти и контрольные показывающие манометры и термометры в измерительных и контрольных линиях СИКН и блоке контроля качества (БКК);
• счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» в каждой измерительной и контрольной линии СИКН;
• измерительные преобразователи дифференциального давления нефти в блоке фильтров СИКН;
• влагомер нефти поточный в БКК;
• основной и резервный программируемые контроллеры, обеспечивающие циклический опрос измерительного оборудования, прием аналоговых и дискретных сигналов от измерительных преобразователей, преобразование обработку и хранение принятой измерительной информации и передача ее на верхний уровень по цифровому каналу связи.
- оборудования верхнего уровня, состоящего из:
• автоматизированного рабочего места оператора системы измерений количества нефти (далее - АРМ СИКН), реализованного на базе персонального компьютера, который получает информацию от оборудования нижнего уровня и выполняет вычисления, хранение информации, отображение результатов измерений и передачу информации на более высокий уровень контроля;
• специализированного программного обеспечения.
Оборудование комплекса обеспечивает:
- измерение в автоматическом режиме массы нефти брутто при рабочей температуре и давлении по каждой измерительной и контрольной линии СИКН, текущего значения плотности нефти при рабочих значениях температуры и давления в БКК СИКН, текущих значений давления и температуры нефти в трубопроводах измерительных и контрольных линий СИКН и БКК;
- вычисление массы нетто нефти с учетом содержания воды и солей, среднего значения плотности нефти при рабочих условиях и приведенного к 20 °C за заданный промежуток времени (2 часа, смену и т.д.);
- визуальный контроль режимов работы измерительных линий и оборудования СИКН, индикацию и автоматическое обновление данных измерений массы перекаченной нефти и ее параметров в каждой измерительной линии и блоке измерений качества СИКН;
- ввод данных о составе примесей в комплекс на основе лабораторного анализа и автоматический контроль, индикацию и сигнализацию работоспособности измерительных каналов и заданных предельных значений измеряемых параметров по каждой измерительной линии;
- регистрацию результатов измерений и вычислений, их хранение и передачу по запросу на более высокий уровень пользования, формирование, отображение на экране монитора и вывод на печать отчетной документации установленной формы, проведение необходимых технологических операций;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых с использованием трубопоршневой установки и поточного преобразователя плотности при проведении технического обслуживания и поверки.
Комплекс может иметь различные исполнения в зависимости от назначения СИКН и состава его оборудования, количества измерительных линий, наличия встроенной трубопоршневой установки.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Диапазон измерений расхода по одной измерительной линии, т/ч |
12-480 |
Диапазон измерений объемной доли влагосодержания, %: - товарной нефти - сырой нефти |
0-2 2-20 |
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса: при измерении массы нефти нетто, %: - товарной нефти - сырой нефти при измерении массы нефти брутто, % |
±0,35 ±1,5 ±0,25 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли влагосодержания, %: - товарной нефти |
±0,1 |
- сырой нефти |
±1 |
Диапазон изменений плотности, кг/м3 |
750 - 950 |
Диапазон измерений давления, МПа |
0-6,4 |
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % |
±0,5 |
Диапазон измерений температуры, °C |
от минус 50 до плюс 100 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C |
±0,2 |
Максимальная величина емкости счетчика суммарного учета СИКН, т |
999999999,99 |
Количество измерительных линий в составе комплекса, шт |
до 5 |
Электропитание комплекса: Напряжение, В Частота тока, Гц |
переменное 220 (+10/-15 %) 50 ±1 |
Режим работы |
непрерывный, в условиях помещения |
Температура окружающей среды, °C: - измерительные преобразователи - электронная аппаратура и вычислительная техника |
от минус 50 до плюс 50 0-40 |
Относительная влажность, % |
30-90 |
Давление, кПа |
84-107 |
Средняя наработка на отказ, час |
10000 |
Средний срок службы, лет |
10 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра.
Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
1. Счетчик-расходомер массовый «MicroMotion» |
Модель «CMF», фирма «Emerson Process Management», США (Г.р. 13425-06) |
По числу измерительных линий СИКН |
2. * Преобразователь давления измерительный |
«3051», фирма «Fisher-Rosemount», США (Г.р. № 14061-04) или «Метран-22Ех-ДИ», КТ 0,25, концерн «Метран», Россия (Г.р. № 17896-05) |
По требованию заказчика |
3. * Термометр сопротивления |
«ТСП Метран-200», КТ А, ЗАО «Промышленная группа «Метран», Россия (Г.р. № 19982-07) |
По требованию заказчика |
4. * Преобразователь измерительный |
«244Е», фирма «Fisher-Rosemount», США (Г.р. № 14684-06) |
По требованию заказчика |
5. * Датчик температуры |
«644», фирма «Fisher-Rosemount», США |
По требованию |
з
(Г.р. № 39539-08) |
заказчика | |
6. Влагомер: - для СИКН товарной нефти; - для СИКН сырой нефти |
УДВН-1пм, ООО НПП «ГОДСИБ», Россия (Г.р. № 14557-05 ПИП-ВСН, ЗАО «ПИК и Ко», Россия (Г.р. № 19850-04) |
1 |
7. Контроллер измерительный |
«ROC 312», «ROC 364», фирма «Emerson Process Managment», США (Г.р. № 1466108) |
1,2 |
8. Контрольные показывающие манометры |
МТИ, КТ 0,6 |
По требованию заказчика |
9. Комплектный шкаф питания, управления, защиты и контроллерного оборудования |
Фирма «RITALL» или аналогичный |
1 |
10. Рабочая станция «АРМ оператора СИКН» на базе ПК |
Не хуже P-III/RAM 256 Mb/HDD 40 Gb/SVGA 16 Mb/CD-RW/Мониор 17” |
1** |
11. Принтер лазерный |
Любой |
1** |
12. Комплект стандартного программного обеспечения |
ASP Linux + Му SQL |
1 компл.** |
13. Комплект специализированного программного обеспечения |
ПО «Поток-ПСНМ» |
1 компл. |
14. Комплект эксплуатационной документации: |
1 компл. | |
формуляр |
ПСНМ.466453.001 ФО |
1 |
Руководство по эксплуатации. Часть 1 «Общее описание» |
ПСНМ.466453 РЭ |
1 |
Часть 2 «Инструкция администратора АРМ СИКН» |
1 | |
Инструкция оператора АРМ СИКН |
ПСНМ.466453 ИО-АРМ |
1 |
Методика поверки |
ПСНМ.466453.001-МП |
1 |
Примечания.
1. Оборудование, отмеченное «*», может быть заменено аналогичным по классу точности, виду выходного сигнала и взрывозащищенного исполнения, внесенным в Госреестр РФ.
2. Оборудование и программное обеспечение, отмеченное «**», по согласованию с Изготовителем может быть приобретено Заказчиком самостоятельно.
Поверка
Поверка комплекса проводится в соответствии с методикой «ГСП. Комплекс аппаратно-программный измерительный «ПОТОК-ПСНМ». Методика поверки. ПСНМ.466453.001 МП», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в августе 2004 г.
Средства измерений для поверки:
- трубопоршневая установка ТПУ, 2 р.;
- плотномер поточный «Solartron 7835В», ПГ ± кг/м3;
- калибратор многофункциональный TRX-II:
- (0 -24) мА, ПГ ± (0,01 % I„3M + 0,0005 % ВПИ);
- (0-20000) Гц, ПГ± 1 Гц;
- (О - 400) Ом, ПГ ± (0,005 % изм. + 0,02 % ВПИ).
Межповерочный интервал - 1 год.
Нормативные документы
ТУ4257-001-03475643-04 (IICHM.466453.001-X-Y-ZTy). Комплекс аппаратно
программный измерительный «ПОТОК-ПСНМ». Технические условия».
Заключение
Тип комплексов аппаратно-программных измерительных «ПОТОК-ПСНМ» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.