55664-13: Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН "Просвет" ЗАО "Самара-Нафта - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН "Просвет" ЗАО "Самара-Нафта

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55664-13
Производитель / заявитель: ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Скачать
55664-13: Описание типа СИ Скачать 76.5 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН "Просвет" ЗАО "Самара-Нафта поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55664-13
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН "Просвет" ЗАО "Самара-Нафта
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 1389 п. 07 от 28.11.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке НА.ГНМЦ.0023-13 МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 88
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 88 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 18.02.2024

Поверители

Скачать

55664-13: Описание типа СИ Скачать 76.5 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ЗАО «Самара-Нафта» и ОАО «Приволжскнефтепровод».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений -с помощью расходомеров массовых.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):

- счетчик-расходомер массовый типа Micro Motion модели CMF400 (№ 45115-10);

- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

- преобразователь    измерительный    644    (№14683-09)    в    комплекте    с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-11);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- два преобразователя плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-06);

- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№14557-10);

- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829 (№15642-06);

- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

- два преобразователя измерительных 644   (№14683-09) в комплекте с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-11);

- две системы смешивания и отбора проб Clif Mock True Cut С-22;

- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р-50» с диспергатором;

- манометр и два термометра для местной индикации давления и температуры.

Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной двунаправленной Smith Meter ® «Bi-Di Prover» заводской № 10684-PR-01, с диапазоном измерений от 20 м3/ч до 200 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности: ± 0,05% - при поверке установкой поверочной на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда; ± 0,10% - при поверке передвижной поверочной установкой 1 разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256; в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических расходомеров массовых.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ  входят:  три    контроллера  измерительных  FloBoss  модели  S600+  (№  38623-11)

осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ) (основное и резервное) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (сСт) нефти, содержания воды (%) в нефти;

- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания

воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке в комплекте с поточным перобразователем плотности;

- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится ПО програмный комплекс «Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-031/04-2012 от 04.06.2012 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО програмный комплекс «Cropos» относится файл «metrology.dll».

В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;

- ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 Идентификационные данные ПО контроллеров Floboss S600+

Идентификационные данные (признаки)

Значение

основной контроллер

резервный контроллер

контроллер поверки

Идентификационное наименование ПО

PROSVET

PROSVET

PROSVET

Номер версии (идентификационный номер) ПО

248

248

138

Цифровой идентификатор ПО

a21b

a21b

162d

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

CRC16

CRC16

CRC16

Таблица 2 Идентификационные данные ПО ПК «Cropos»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0

Цифровой идентификатор ПО

A1C753F7

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

CRC32

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Рабочий диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч

от 65 до 262

Рабочий диапазон температур нефти, °С

от 20 до 40

Рабочий диапазон давлений нефти, МПа

от 1,30 до 2,27

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

от 900,3 до 938,0

Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, сСт

от 74,09 до 400,00

Массовая доля воды в нефти, %, не более

0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С

±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефти, %

±0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3

±0,3

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

аблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет»

ЗАО «Самара-Нафта», заводской № 01

-

1 шт.

Инструкция по эксплуатации СИКН

-

1 экз.

Инструкция ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта». Методика поверки

НА.ГНМЦ.0023-13 МП

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0023-13 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 11.06.2013 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда, либо передвижная поверочная установка 1 разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (№ 39214-08);

- плотномер МД-02 (№ 28944-08);

- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (№ 10496-86);

- калибратор температуры АТС-140В (№ 20262-07);

- калибратор давления модульный MC2-R (№ 28899-05).

Допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

приведены в документе МН 271-2012 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 22.10.2012 г., ФР.1.29.2013.14454.

Нормативные документы

ЗАО «Самара-Нафта»

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

РМГ 100-2010 ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти

Смотрите также

55665-13
Пульсар Теплосчетчики компактные
ООО НПП "Тепловодохран", г.Рязань