47256-11: Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 47256-11
Производитель / заявитель: ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Скачать
47256-11: Описание типа СИ Скачать 428.7 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 47256-11
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС
Технические условия на выпуск ГОСТ Р 8.595-2004
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2011
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика"
Адрес центра 420029, г.Казань, ул.Журналистов, 2а
Руководитель центра Немиров Михаил Семенович
Телефон ()
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 43247
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 3651 от 19.07.11 п.15
Производитель / Заявитель

ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа

 Россия 

450005, Башкортостан, ул.50 лет Октября, 24, тел. (3472) 28-44-36, факс 28-44-11, тел/факс 28-80-98

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 47256-11
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

47256-11: Описание типа СИ Скачать 428.7 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений, реализованным с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователя плотности жидкости и системы обработки информации.

СИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из трех рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий. В каждой рабочей измерительной линии установлены: преобразователи расхода жидкости турбинные, измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройств щелевого типа (рабочее или резервное), установленных на выходном коллекторе СИКН. В БИК установлены: два поточных влагомера (рабочий и резервный), два преобразователя плотности жидкости измерительных (рабочий и резервный), два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных (рабочий и резервный), измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры, ручное и два автоматических (рабочее и резервное) устройства для отбора проб нефти из трубопровода, индикатор расхода.

Блок ТПУ состоит из стационарной ТПУ 1-го разряда и эталонной поверочной установки на базе эталонного мерника 1-го разряда, и обеспечивает поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по ТПУ 1-го разряда. На входном и выходном коллекторах стационарной ТПУ установлены измерительные преобразователи давления и температуры нефти.

Поверка стационарной ТПУ 1-го разряда производится по эталонной поверочной установке на базе мерника 1-го разряда.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных (рабочий и резервный), которые осуществляют сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с аттестованным программным обеспечением, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки, в виде оттисков поверительных клейм или наклеек, на средства измерений, входящих в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме массы брутто и объемного расхода нефти;

- измерение в автоматическом режиме температуры, давления, влагосодержания и плотности нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной ТПУ 1-го разряда;

- контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по контрольно-резервному;

- поверку стационарной поверочной установки по эталонной установке на базе эталонного мерника 1-го разряда;

- ручной и автоматический отбор проб нефти, ввод в СОИ результатов лабораторных анализов проб нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах).

Программное обеспечение

Программное обеспечение СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое программное обеспечение СИКН защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

В контроллере измерительном Floboss S600 реализованы 10 уровней доступа: от 0 (высший) до 9 (нижний). Уровень доступа определяет, какие данные разрешается изменять. Уровень 0 зарезервирован и не может быть установлен в качестве регистрационного уровня для пользователей. Алгоритмы вычислений контроллера измерительного аттестованы (свидетельство № 1551014-06 от 12.12.2006 г., ФГУП «ВНИИР»).

В программном комплексе автоматизированного рабочего места оператора используется система разграничения доступа к различным функциям, настройкам, влияющим на целостность результатов измерений, с 6 уровнями доступа: от уровня «Гость» (самый низкий уровень доступа - просмотр, не требующий ввода пароля) до уровня «Администратор» (режим разработчика).

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):

Идентификационное наименование ПО

Идентиф икационный номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

АРМ оператора «Cropos»

1.0.2.1

41480AA1

CRC32

Floboss S600

05.42

8D830A6A

CRC32

Технические характеристики

Рабочая среда                                              нефть по ГОСТ Р 51858;

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч                             от 380 до 2520;

Диапазон измерений температуры, °С                                    от - 10 до +25;

Диапазон измерений давления, МПа                                      от 0,25 до 1,6;

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3                               от 750 до 950;

Диапазон измерений массовой доли воды, %                                     до 1,0;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объем

ной доли воды в нефти, %                                                      ±0,05;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто

нефти, %                                                                        ±0,25;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто

нефти, %                                                                        ±0,35.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

Наименование (номер по Г осреестру средств измерений)

Кол. (шт.)

Контроллер измерительный Floboss S 600 (№ 38623-08)

2

Преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N модели 2502000 (№ 15427-06)

2

Счетчик (преобразователь) жидкости лопастной модели M16-S3 (№ 12749-05)

1

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (№ 14557-05)

2

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (№ 15644-06)

2

Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 (№ 15642-06)

2

Преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04)

6

Датчик температуры 644 (№ 39539-08)

5

Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (№ 20054-06)

1

Устройство пробозаборное щелевого типа по ГОСТ 2517

1

Автоматический пробоотборник Cliff Mock True Cut 2”

2

Ручной пробоотборник «Стандарт-Р»

1

Манометр МПТИ (№ 37047-08)

16

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (№ 303-91)

10

Автоматизированное рабочее место оператора

2

Инструкция по эксплуатации

1

Методика поверки

1

Паспорт

1

Поверка

осуществляется по документу Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС. Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 01.10.2010 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);

- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Межповерочный интервал - 1 год.

Сведения о методах измерений

Выполнение измерений массы нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 05С-2009 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС», аттестованной ФГУ «Татарстанский центр сертификации, стандартизации и метрологии», ФР.1.29.2010.07126.

Нормативные документы

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

Default ALL-Pribors Device Photo
47257-11
Smith Meter мод. M16-S6 Преобразователь объема жидкости эталонный лопастной
Фирма "FMC Technologies Measurement Solutions Smith Meter GmbH" и "F.A. Sening GmbH", Германия
Для преобразования объема жидкости в импульсные электрические сигналы и, при использовании совместно с вторичным преобразователем, в качестве счетчика - для измерений объема жидкости. В качестве рабочего эталона II-го разряда используется для поверки...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерений массы и показателей нефти в качестве резервной схемы учета при учётно-расчетных операциях между ОАО "АК "Транснефть" и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией.
Для автоматического непрерывного измерения массовой концентрации загрязняющих веществ в отходящих газах: оксида азота (NO), диоксида серы (SO2), оксида углерода (CO), объемной доли кислорода (O2), а также температуры и абсолютного давления газового п...
Default ALL-Pribors Device Photo
4726-75
Г-5-4100 Гири
Машиностроительный завод "Тиса", Украина, г.Ужгород
Для выдачи световой и звуковой сигнализации о превышении установленного порогового значения довзрывоопасной концентрации горючих газов (метана) в воздухе рабочей зоны и формирования управляющего выходного сигнала для включения (отключения) исполнител...