Система измерений количества и показателей качества нефти №73
| Номер в ГРСИ РФ: | 47264-11 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ТРЭИ ГМБХ", г.Пенза |
Для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на НПС "Махачкала" ОАО "Черномортранснефть". Измеряемая среда - нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 47264-11 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти №73 |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ Р 8.595-2004 |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2011 |
| Страна-производитель | Россия |
| Примечание | 03.06.2014 заменен на 47264-14 |
| 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 | 43252 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | Приказ 3651 от 19.07.11 п.25 |
Производитель / Заявитель
ООО "ТРЭИ-Холдинг", г.Москва
Россия
129226, ул.Сельскохозяйственная, д.20, корп.3.Тел. 8 (499) 254-82-21, факс 8 (499) 956-28-66, E-mail: moscow@trei-gmbh.com
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 47264-11 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 47264-11: Описание типа СИ | Скачать | 434.4 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение типа средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на НПС "Махачкала" ОАО "Черномортранснефть".
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 измерительных преобразователей расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительновычислительного контроллера, 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 системы и входят следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-01 с измерительным преобразователем 644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-00;
- преобразователь давления измерительный 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-99;
- измерительно-вычислительный контроллер OMNI 6000, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15066-01;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 20054-01;
- манометр для точных измерений типа МТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91.
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;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Система расположена на НПС "Махачкала" ОАО "Черноморнефть", г. Махачкала, Республика Дагестан, РФ.
Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в измерительновычислительных контроллерах OMNI 6000 и в и 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 контроллерах измерительно-
вычислительных OMNI 6000 и в 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 основного OMNI 6000 |
ПО контроллера измерительновычислительного OMNI 3000/6000 |
v24.75.01 |
0942 | |
|
ПО резервного OMNI 6000 |
ПО контроллера измерительновычислительного OMNI 3000/6000 |
v24.75.01 |
EBE1 | |
|
ПО АРМ оператора системы |
"RATE АРМ оператора УУН", РУУН 2.1-07 АВ |
2.1.1.1 |
ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 имеет свидетельство об аттестации алгоритма и программного обеспечения № 2301-05м-2009, выданное ВНИИМ им. Д.И. Менделеева, 15.10.09 г.
ПО АРМ оператора системы имеет свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 802-08, выданное ФГУП ВНИИР, 10.12.07 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 120 до 800 |
|
Плотность нефти при рабочих условиях, кг/м3 |
От 840 до 930 |
|
Кинематическая вязкость нефти при рабочих условиях, сСт |
От 15 до 120 |
|
Давление нефти в системе, МПа |
От 3,0 до 6,3 |
|
Температура нефти, °С |
От 5 до 35 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Содержание свободного газа |
Не допускается |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % |
± 0,5 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры, °С |
± 0,2 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 |
± 0,3 |
|
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, % |
± 0,05 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений кинематической вязкости нефти, % |
± 1,0 |
|
Электроснабжение |
380 В, трехфазное, 50 Гц 220 В, однофазное, 50 Гц |
|
Категория электроснабжения по документу "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ) |
1 |
|
Средний срок службы, год, не менее |
10 |
|
Режим работы |
Непрерывный |
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 № 73, заводской № 01 |
1 шт. | |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 73 |
1 экз. |
И-17.020.00-ЧТН-069-10 |
|
Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73. Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР в ноябре 2010 г. |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73. Методика поверки", утверждённой ФГУП ВНИИР 19.11.10 г.
Перечень основных средств поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, верхний предел диапазона измерений объёмного расхода 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 с программным обеспечением, пределы допускаемой относительной погрешности при вычислениях объёма и массы нефти ± 0,0015 %; пределы допускаемой относительной погрешности при вычислениях метрологических характеристик преобразователей расхода ± 0,005 %;
- 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.;
- манометр грузопоршневой МП-60 I или II разряда с пределами допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,02 % или ± 0,05 % соответственно.
Сведения о методах измерений
В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 73 ОАО "Черномортранснефть", зарегистрированной в Федеральном реестре под № 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
