47095-11: Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 47095-11
Производитель / заявитель: ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Скачать
47095-11: Описание типа СИ Скачать 129.9 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН".

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 47095-11
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН"
Технические условия на выпуск ГОСТ 8.510-2002, ГОСТ Р 8.595-2004
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2011
Страна-производитель  Россия 
Примечание 25.06.2013 Внесены изменения в описание типа
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ВНИИР
Адрес центра 420088, г.Казань, ул.2-я Азинская, 7а
Руководитель центра Иванов Валерий Павлович
Телефон (8*843*2) 72-70-62
Факс 72-00-32
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Номер сертификата 43021
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 616 п. 01 от 25.06.2013Приказ 2872 от 16.06.11 п.06
Производитель / Заявитель

ООО "ИМС Индастриз", г.Москва

 Россия 

117312, ул.Вавилова, Д.47А, тел. (495) 221-10-50 факс 221-10-51, E-mail: ims@imsholding.ru

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 47095-11
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

47095-11: Описание типа СИ Скачать 129.9 КБ

Описание типа

Назначение типа средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН" (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН".

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные сигналы преобразователей массового расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

Система состоит из трех рабочих и одного резервного измерительных каналов массы нефти и измерительных каналов температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.

В состав измерительных каналов системы входят следующие средства измерений:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели DS, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;

- преобразователь давления измерительный 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;

- преобразователь давлений AUTROL модели APT3100, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 37667-08;

- термопреобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 27129-04;

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 26803-06;

- манометр деформационный образцовый с условной шкалой МО модели 1227, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 5768-67;

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;

- установка трубопоршневая Сапфир МН, исп. Сапфир МН-500, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 41976-09;

- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 19240-05.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;

- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Система расположена на ПСП "Нижнекамск", г. Нижнекамск, РТ, РФ.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) реализовано в комплексе измерительновычислительном ИМЦ-03 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы 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 системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО, реализованные в комплексе измерительновычислительном ИМЦ-03 и АРМ оператора системы, приведены в таблице

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03

Нефть, нефтепродукты. Преобразователи массового расхода РХ.352.02.01.00 АВ

352.02.01

14C5D41A

CRC32

ПО АРМ оператора системы

"Rate АРМ оператора УУН" РУУН 2.1-07 АВ

1.5.0.1

7cc3c6f61e776 43578b3ddb1b 5079a0b7ef1d5 921e5789ffd40 e261c6718ecce

ГОСТ Р34.11-94 Информационная технология. Криптографическая защита информации. Функция хеширования

ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 имеет свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № ПО-2550-04-2011, выдано ФГУП "ВНИ-ИМ им. Д.И. Менеделеева" 14.01.2011 г.

ПО АРМ оператора системы имеет свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08, выдано ФГУП ВНИИР 24.10.2008 г.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. 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. ПО системы имеет уровень защиты C (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).

Технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"

Массовый расход, т/ч

От 135 до 865

Температура нефти, °С

От 5 до 40

Давление нефти в системе, МПа

От 0,5 до 1,6

Плотность нефти в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

От 890 до 910

Кинематическая вязкость нефти в рабочем диапазоне температуры, сСт

От 20 до 70

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры, °С

± 0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления, %

± 0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м3

± 0,3

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %

± 0,05

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений кинематической вязкости, %

± 1,0

Электроснабжение

380 В, трехфазное, 50 Гц

220 В, однофазное, 50 Гц

Категория электроснабжения по документу "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ)

1

Режим работы

Непрерывный

Средний срок службы, год, не менее

8

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом, при этом указывают номер свидетельства об утверждении типа и дату его выдачи.

Комплектность

Наименование

Количество

Обозначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН".

Заводской № 01

1 шт.

0228.00.00.000

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН"

1 экз.

Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН". Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР 20.02.2011 г.

1 экз.

Поверка

Осуществляется по документу МП 47095-11 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН". Методика поверки", утверждённому ФГУП ВНИИР 20.02.2011 г.

Перечень основных средств поверки:

- установка трубопоршневая Сапфир МН, исп. Сапфир МН-500, максимальный расход 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,1 %;

- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3;

- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы брутто нефти ± 0,05 %; коэффициента преобразования преобразователя расхода ± 0,025 %;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- 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 с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Сведения о методах измерений

В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в инструкции "Методика (метод) измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН", зарегистрированной в Федеральном реестре № ФР.1.29.2004.01222.

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".

2. ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Для измерений сигнала датчика кислорода (лямбда-зонда на основе диоксида циркония) и преобразования его по формуле Нернста в объемные доли процента кислорода (Vol%) и выдачи стандартного сигнала 0/4 ... 20 мА, прямо пропорционального измеренной велич...
Default ALL-Pribors Device Photo
47097-11
FLUXUS Расходомеры ультразвуковые
Фирма "FLEXIM Flexible Industries GmbH", Германия
Для измерений расхода, объема (массы) жидкости и расхода, объема (массы) газа, протекающих по трубопроводу, могут использоваться для контроля тепловой энергии.
Для измерения массовой доли сероводорода в нефтепродуктах.
Default ALL-Pribors Device Photo
47099-11
СГГ-6М Сигнализаторы горючих газов
ФГУП СПО "Аналитприбор", г.Смоленск
Сигнализатор горючих газов СГГ-6М применяется для выдачи сигнализации о превышении установленного порогового значения довзрывоопасной концентрации горючих газов (метана или пропан-бутановой смеси) в воздухе.