55615-13: Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55615-13
Производитель / заявитель: ЗАО "Аргоси", г.Москва
Скачать
55615-13: Описание типа СИ Скачать 84 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55615-13
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2013
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1371 п. 38 от 20.11.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО "Аргоси", г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 0049-14-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 2
Актуальность информации 16.06.2024

Поверители

Скачать

55615-13: Описание типа СИ Скачать 84 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Резервная схема учета (далее - РСУ СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти, поступающей с магистрального нефтепровода, и сдаче ее в резервуарный парк для последующей ее транспортировки на площадку береговых сооружений и погрузки в морские танкеры.

Описание

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

РСУ СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока РСУ, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка РСУ СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на РСУ СИКН и ее компоненты.

РСУ СИКН состоит из одного измерительного канала объема нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, разности давления, в которые входят следующие средства измерений:

- преобразователь расхода ультразвуковой модели 3804 (далее - УЗР), Госреестр № 38665-08;

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

- датчик температуры 3144Р, Госреестр № 39539-08.

В систему обработки информации РСУ СИКН входят:

- контроллер измерительный FloBoss модели S600+ с функцией резервирования, Госреестр № 38623-11, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16 декабря 2011 г.

- контроллер программируемый Simatic S7-400 с функцией резервирования, Госреестр № 15773-11;

- автоматизированное рабочее место оператора РСУ СИКН на базе системы измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-AT, свидетельство ФГУП «ВНИИР» об аттестации программного обеспечения № 19801-12 от 15 августа 2012 г.

В состав РСУ СИКН входят показывающие средства измерений:

- манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63;

- термометры лабораторные стеклянные ТЛС, Госреестр № 32786-08.

РСУ СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

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

- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки УЗР с применением преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM 10 “ основной схемы учета и установки поверочной трубопоршневой двунаправленной;

- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» в блоке измерений показателей качества нефти основной схемы учета или ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 в блоке РСУ СИКН;

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

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) РСУ СИКН (контроллер измерительный FloBoss модели S600+, автоматизированное рабочее место оператора РСУ СИКН на базе системы измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-AT) обеспечивает реализацию функций РСУ СИКН. ПО РСУ СИКН 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 РСУ СИКН. 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 1.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие идентификационные данные (если имеются)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

KZMN v2

1311

9A54

-

CRC 16

Система измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-AT

V 1.2.xxx

cddf26d22dfoc095bc 3df44bbcdc426c

-

MD5

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

Идентификация ПО РСУ СИКН осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО РСУ СИКН, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО РСУ СИКН 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 РСУ СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО РСУ СИКН 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 РСУ СИКН 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 РСУ СИКН приведены в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Основные метрологические и технические характеристики РСУ СИКН

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия»

Количество измерительных линий, шт.

1 рабочая

Диапазон измерений расхода, м3/ч

От 500 до 4500

Диапазон плотности при температуре измеряемой среды 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3

От 830 до 900

Диапазон кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, мм2/с

От 4,5 до 60

Рабочее давление измеряемой среды в РСУ СИКН, МПа

2,07

Максимальное допустимое давление измеряемой среды в РСУ СИКН, МПа

4,0

Диапазон температуры, °С

От минус 8 до плюс 40

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Концентрация хлористых солей, мг/ дм3, не более

900

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Давление насыщенных паров, мм рт. ст.

500

Массовая доля серы, %, не более

3,5

Массовая доля парафина, %, не более

7,0

Массовая доля сероводорода, млн.-1, не более

100

Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн-1, не более

100

Пределы допускаемой относительной погрешности РСУ СИКН при измерении расхода и массы брутто нефти, %

± 0,5

Содержание свободного газа

Не допускается

Режим работы РСУ СИКН

Периодический

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока, В

380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц

Климатические условия эксплуатации РСУ СИКН:

- температура окружающего воздуха, °С

От минус 20 до плюс 50

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование РСУ СИКН, °С

От плюс 5 до плюс 25

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование РСУ СИКН, %

От 45 до 80

- относительная влажность окружающего воздуха, %

От 45 до 80

- атмосферное давление, кПа

От 84 до 106

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации РСУ СИКН типографским способом.

Комплектность

- Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Резервная схема учета, 1 шт., заводской № 2012-002;

- Руководство по эксплуатации РСУ СИКН А-10.6.10/ДСД/0887-10.РЭ;

- «Инструкция. ГСИ. Резервная схема учета системы измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Методика поверки» МП 0049-14-2013.

Поверка

осуществляется по документу МП 0049-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Резервная схема учета системы измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25 марта 2013 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, диапазон расхода рабочей среды от 210 до 2100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % при поверке с применением эталонных мерников 1-го разряда;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °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: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

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

- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 %.

Допускается применять другие средства поверки, если их метрологические характеристики не уступают указанным выше.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на базе ультразвукового расходомера на ППН СМНП «КОЗЬМИНО» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан»   (свидетельство об аттестации МВИ №   01.00257-2008/30006-12

от 29 октября 2012 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14130).

Нормативные документы

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

2 ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

Смотрите также

55617-13
FD 610, FD 720, FD 800 Анализаторы влажности
Фирма "Kett Electric Laboratory", Япония
55619-13
ГПП Генераторы парогазовых потоков
ФГУП СПО "Аналитприбор", г.Смоленск