Система измерений количества и показателей качества нефти "Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ"
Номер в ГРСИ РФ: | 53529-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "НПП "ГКС", г.Казань |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 53529-13 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти "Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ" |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | 24.12.2014 Внесены изменения в описание типа24.12.2014 Внесены изменения в описание типа |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 2093 п. 01 от 24.12.2014Приказ 2092 п. 01 от 24.12.2014Приказ 509 п. 15 от 17.05.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ГКС", г.Казань
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 0026-14-2012 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
53529-13: Описание типа СИ | Скачать | 248.7 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ОАО «Верхневолжскнефтепровод» и ЗАО «Рязанская НПК».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью ультразвуковых счетчиков, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, системы сбора и обработки информации, системы дренажа. В процессе эксплуатации системы используются блок фильтров, узел регулирования давления, блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарная поверочная установка, узел подключения передвижной поверочной установки и узел отбора проб, входящие в состав системы измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ».
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух измерительных каналов объема (объемного расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, объемного расхода нефти в БИК и системы сбора и обработки информации, в которые входят средства измерений, указанные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1
Наименование средства измерений |
Тип средства измерений зарегистрирован в Г осударственном реестре средств измерений под № |
Счетчики ультразвуковые «Altosonic-5» (далее - ПР) |
18656-99 |
Счетчики ультразвуковые Altosonic-5 |
18656-00 |
Датчики температуры 644, 3144Р |
39539-08 |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-99 |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-04 |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-10 |
Датчики давления Метран - 150 |
32854-09 |
Преобразователь плотности измерительный модели 7835 |
15644-96 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
52638-13 |
Преобразователь плотности и вязкости измерительный модели 7827 |
15642-96 |
Наименование средства измерений |
Тип средства измерений зарегистрирован в Г осударственном реестре средств измерений под № |
Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951 |
15645-96 |
Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951 |
15645-01 |
Манометры для точных измерений типа МТИ |
1844-63 |
Манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ |
26803-11 |
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
Расходомер ультразвуковой «Fluxus» |
29099-05 |
Контроллер измерительный FloBoss S600+ (свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011) |
38623-11 |
Блоки обработки данных VEGA-03 |
20498-00 |
Контроллер программируемый Simatic S7-400 |
15773-11 |
Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную ВНР-1900 «Вэдьэпсер» (Венгрия) II-го разряда, заводской номер 80799, аттестат испытания №6256/1980.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss S600+, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации алгоритмов и программы обработки результатов измерений № 224014-12 от 11.09.2012)) 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). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Т а б л и ц а 2
Наименование ПО |
Идентиф икационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Операционная система FloBoss модели S600+ |
LinuxBinary.app |
06.09е/09е |
0259 |
CRC 16 |
Наименование ПО |
Идентиф икационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
АРМ оператора УРСУ СИКН № 437 «ГКС РАСХОД НТ УРСУ» |
mass_netto.pas |
- |
7673463c |
CRC 32 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на дисплее контроллера измерительного FloBoss S600+ и дисплее компьютера АРМ оператора. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по метрологически значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения 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 «C» 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 3.
Т а б л и ц а 3
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 553 до 3600 |
Количество измерительных линий, шт. |
2 |
Диапазон измерений плотности, кг/м3 |
от 865,5 до 885,5 |
Диапазон измерений кинематической вязкости, мм2/с (сСт) |
от 14 до 36 |
Диапазон измерений давления в системе, МПа |
от 0,2 до 0,6 |
Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С |
от плюс 3,8 до плюс 18,7 |
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто измеряемой среды, % |
± 0,25 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности измеряемой среды, кг/м3 |
± 0,3 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры измеряемой среды, °С |
± 0,2 |
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности системы при измерении вязкости измеряемой среды, % |
± 1,0 |
Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении давления измеряемой среды, % |
± 0,5 |
Режим работы |
Непрерывный |
Средний срок службы системы, не менее |
10 лет |
Параметры электропитания: | |
- напряжение переменного тока |
380 В, трехфазное, 50 Гц 280 В, однофазное, 50 Гц |
Климатические условия эксплуатации системы: | |
- температура окружающего воздуха, °С |
От минус 41 до плюс 38 |
- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С, не менее |
Плюс 15 |
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % |
От 30 до 80 |
- относительная влажность окружающего воздуха, % |
От 55 до 98 |
- атмосферное давление, кПа |
От 84 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ», заводской № 120, 1 шт.;
- инструкция по эксплуатации узла резервной схемы учета (УРСУ) системы измерений количества и показателей качества (СИКН) нефти № 437, 1 экз.;
- руководство пользователя АРМ оператора, 1 экз.;
- документ МП 0026-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», 1 экз.;
- паспорт, 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0026-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 14 сентября 2012 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900 «Вэдьэпсер» (Венгрия) II-го разряда диапазон расхода измеряемой среды от 190 до 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
- калибратор температуры модели АТС 157 В с внешним эталонным датчиком STS100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 45 °С до 155 °С, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- многофункциональный калибратор давления MC5-R-IS, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,015 % ИВ + 0,01% ВПИ);
- 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 ± 5x10’4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5х 108 имп.
Сведения о методах измерений
Для измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений, изложенный в документе МИ 0521-2012 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений узлом резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ ОАО «Верхневолжскнефте-провод» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2008/209014-12 от 31.08.2012, код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012. 13320).
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»;
3. Техническая документация общества с ограниченной ответственностью «Научнопроизводственное предприятие «ГКС».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли.