48880-12: Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН" - Производители, поставщики и поверители

Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 48880-12
Производитель / заявитель: ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Скачать
48880-12: Описание типа СИ Скачать 131.8 КБ
Нет данных о поставщике
Резервная система учета нефти системы 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 брутто нефти при проведении коммерческих учетных операций между сдающей и принимающей сторонами при отказе основной системы измерений количества и показателей качества нефти НПС ПСП "Нижнекамский НПЗ"

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 48880-12
Наименование Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН"
Технические условия на выпуск тех.документация 0228.1.00.00.000
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2012
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 45265
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 617 п. 01 от 25.06.2013Приказ 18 от 19.01.12 п.32
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 48880-12
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 8
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 8 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 19.05.2024

Поверители

Скачать

48880-12: Описание типа СИ Скачать 131.8 КБ

Описание типа

Назначение типа средства измерений

Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто нефти при проведении коммерческих учетных операций между сдающей и принимающей сторонами при отказе основной системы измерений количества и показателей качества нефти НПС ПСП «Нижнекамский НПЗ» (далее -основная система).

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью ультразвукового преобразователя объемного расхода. Выходные электрические сигналы с ультразвукового преобразователя объемного расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительною комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из измерительной линии, оснащенной ультразвуковым преобразователем расхода, датчиком температуры и датчиками давления, термометром и манометром, а также из пробозаборного устройства щелевого типа, системы обработки информации и системы дренажа учтенной нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты.

Система состоит из одного рабочего измерительного капала объема нефти, а также измерительных каналов температуры и давления нефти, в которые входят следующие средства измерений:

- расходомер UFM 3030 (далее - УЗР), заводской № 2470;

- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;

- датчик температуры 644. Госреестр №39539-08.

В систему обработки информации системы входят:

- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», Госреестр № 19240-11. свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № ПО-2550-04-2011, выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14.01.2011 г.;

- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08, выдано ФГУП ВНИИР 24.10.2008 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, Госрссстр № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным метолом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости;

- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающие средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

- проведение поверки и контроля метрологических характеристик УЗР с применением установки трубопоршневой Сапфир МИ, исп. Сапфир МИ-500 (далее - ТПУ) и счетчиков-расходомеров массовых модели DS (далее - СРМ) (3 шт.), входящих в состав основной системы;

- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы на базе ПО «Rate АРМ оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено па метрологически значимую и метрологически незначимую 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). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице I.

Таблица

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

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

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

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) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть.

Общие технические условия»

Рабочий диапазон расхода, т/ч

От 135 до 865

Количество измерительных линий, шт.

1

Плотность нефти в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

От 890 до 910

Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, сСт

От 20 до 70

Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа

От 0,5 до 1,6

Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С

От 5 до 40

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С

± 0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, %

± 0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

± 0,5

Электроснабжение

380 В, трехфазное, 50 Гц, 220 В, однофазное, 50 Гц

Категория электроснабжения по документу «Правила устройства электроустановок»

1

Режим работы

Непрерывный

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульною листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН», 1 шт., заводской № 01;

- инструкция по эксплуатации системы;

- «Инструкция. ГСИ. Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВИИИР 7 сентября 2011 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 48880-12 «Инструкция. ГСИ. Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РПУ ОАО «СЗМН». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВИИ-ИР 7 сентября 2011 г.

Основные средства поверки:

- ТПУ, максимальный расход 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,1 %;

- СРМ, входящие в состав блока измерительных линий основной системы с верхним пределом измерений массового расхода измеряемой среды 1636,2 т/ч, пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,25 %;

- преобразователь плотности жидкости измерительные модели 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,30 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 %;

- 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.

- установка пикнометрическая с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;

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

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «Методика (метод) измерений. Масса нефти. Методика измерений резервной системой учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПОП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 103/2550-(01.00250-2008)-2011 от 03.02.2011 г.).

Нормативные документы

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

2. Техническая документация 0228.1.00.00.000 «Нефтепровод НПС «Калейкино» -Нижнекамский НПЗ. Приемо-сдаточные пункты НК НПЗ. Система измерений количества и показателей качества нефти».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

48881-12
BTL-08 Электрокардиографы
Фирма "BTL Industries Ltd.", Великобритания
Для измерений и регистрации биоэлектрических потенциалов сердца в 12 стандартных отведениях.
Для измерений массовой концентрации гемоглобина в биологических жидкостях.
48883-12
CoaLAB 1000 Коагулометры автоматические
Фирма "LABiTec - Labor BioMedical Technologies GmbH", Германия
Для измерения времени свертывания проб плазмы крови, приготовленных по методикам коагулометрического анализа.
48884-12
Helena CoaDATA 2001 и Helena CoaDATA 4001 Коагулометры полуавтоматические
Компания "HELENA BIOSCIENCES EUROPE", Великобритания
Для измерения времени свертывания проб плазмы крови, приготовленных по методикам коагулометрического анализа.
48885-12
Seibold Composer Анализаторы воды
Фирма "SEIBOLD Wasser-Analysatorenfabrik GmbH", Австрия
Для измерений массовой концентрации неорганических компонентов (Fe, Al, Mn2+, Cu2+, Ni, Zn, S2-, Cr6+ , Cd, CN1-) в пробах воды.