49242-12: Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть" - Производители, поставщики и поверители

Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 49242-12
Производитель / заявитель: ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Скачать
49242-12: Описание типа СИ Скачать 527.8 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 49242-12
Наименование Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть"
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2012
Страна-производитель  Россия 
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 45734
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 127 от 06.03.12 п.14
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 49242-12
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 3 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 19.05.2024

Поверители

Скачать

49242-12: Описание типа СИ Скачать 527.8 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение типа средства измерений

Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть" (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при осуществлении товарообменных операций между ОАО "Черномортранснефть" и ЗАО "Краснодарский НПЗ-Краснодарэконефть".

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 косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода и плотности. Выходной сигнал преобразователей расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000, который преобразуют их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система состоит из одного измерительного канала массы нефти и измерительных каналов объема, давления, температуры, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.

При измерении массы брутто нефти объём нефти вычисляет контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, используя частотный выход расходомера UFM 3030 заводской

№ 2237. В системе используют действительные значения коэффициентов преобразования расходомера UFM 3030 заводской № 2237, определенные с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной и внесенные в контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000.

Особенностью конструкции системы является использование одного блока измерений показателей качества нефти для основной и резервной схем учета нефти.

В состав системы входят следующие средства измерений:

- расходомер UFM 3030 заводской № 2237;

- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;

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

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-05;

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

- преобразователи давления измерительные 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-04;

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

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 37248-08;

- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15066-09.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти 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;

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

- защита алгоритма и программы системы от преднамеренных и непреднамеренных изменений установкой паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительно-вычислительном OMNI 6000 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на 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).

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентифика-

ции, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО 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 контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000

Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений объёма и массы нефти и нефтепродуктов, определения метрологических характеристик преобразователя расхода

24.75.01

ЕВЕ1

ГОСТ Р 34.1194 Информационная технология. Криптографическая защита информации. Функция хэширования

ПО "RATE АРМ оператора УУН"

"RATE АРМ оператора УУН" РУУН 2-07 АВ

2.0.1.10

7сс3с6f61 e77643578b3dd Ь1Ь5079а0Ь7е f1d5921e 5789ffd40 e261c67 18ecce

ГОСТ Р 34.11

ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 имеет свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 2301-03М-2009, выдано ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менеделеева" 15.10.2009 г.

ПО "RATE АРМ оператора УУН" 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

Измеряемая среда

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

Массовый расход, т/ч

От 40 до 465

Температура измеряемой среды, °С

От 5 до 35

Давление измеряемой среды в системе, МПа

От 0,3 до 0,7

Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

От 790 до 930

Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более

1,0

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

± 0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления, %

± 0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м3

± 0,36

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %

± 0,05

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

± 0,5

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Наименование

Кол-во

Обозначение

Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть". Заводской № 01

1 шт.

0169.2.00.000

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть"

1 экз.

Инструкция "ГСИ. Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть". Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР 15.07.2011 г.

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 49242-12 "Инструкция. ГСИ. Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть". Методика поверки", утверждённой ФГУП ВНИИР 15.07.2011 г.

Перечень основных средств поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объемный расход 550 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 %;

- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м3;

- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, пределы допускаемой приведенной погрешности при измерениях входных аналоговых электрических сигналов и преобразования в значения величин ± 0,1 %, пределы допускаемой относительной погрешности при измерениях периода импульсного электрического сигнала по входу преобразователя плотности ± 0,02 %, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения величин: массы продукта при применении преобразователей массового расхода ± 0,005 %, коэффициента преобразования (метер-фактора) преобразователей объёмного и массового 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.;

- 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.

Допускается использование других средств поверки с метрологическими характеристиками, не уступающими указанным.

Сведения о методах измерений

В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в документе "ГСИ. МАССА НЕФТИ. Методика измерений резервной системой учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть", аттестована ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева", свидетельство № 149/2550-(01.00250-2008)-2011.

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, выполнение работ по расфасовке товаров.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
49243-12
UniMag Расходомеры-счетчики электромагнитные
Компания "Spirax-Sarco Limited", Великобритания. Завод "Spirax Sarco, Inc.". США
Расходомеры-счетчики электромагнитные UniMag (модели M, DT, DP, DL, DM, DK), далее ╞ расходомеры, предназначены для измерений объемного расхода и объема различных электропроводящих жидкостей.
Спектрометры рентгенофлуоресцентные портативные X-SPEC (модели 40L, 50L, 40H, 50H, М) предназначены для измерения содержания элементов, входящих в состав твердых и жидких веществ, порошков, пленок и материалов.
49245-12
ОМС-1 Каналы измерительные кислорода
ОАО "УКЗ", г.Екатеринбург
Каналы измерительные кислорода ОМС-1 (далее ╞ каналы измерительные) предназначены для измерения объемной доли кислорода в инертных газовых смесях.
Default ALL-Pribors Device Photo
49246-12
АГП-01-2М Анализаторы газортутные
ОАО "Завод "Уралгеофизприбор", г.Екатеринбург
Анализаторы газортутные переносные АГП-01-2М (далее ╞ анализаторы), предназначены для измерения в лабораторных и полевых условиях содержания ртути в воздухе.