55789-13: Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2009 на ГЗНУ-560 ЗАО "Троицкнефть" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2009 на ГЗНУ-560 ЗАО "Троицкнефть"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55789-13
Производитель / заявитель: ЗАО "Троицкнефть", с.Новошешминск
Скачать
55789-13: Описание типа СИ Скачать 73.2 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2009 на ГЗНУ-560 ЗАО "Троицкнефть" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55789-13
Наименование Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2009 на ГЗНУ-560 ЗАО "Троицкнефть"
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 1452 п. 28 от 09.12.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО "Троицкнефть", с.Новошешминск

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке НА.ГНМЦ.0038-13 МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 6
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 6 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 25.02.2024

Поверители

Скачать

55789-13: Описание типа СИ Скачать 73.2 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2009 на ГЗНУ-560 ЗАО «Троицкнефть» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматизированных определений массы сырой нефти.

Описание

Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (далее по тексту - СРМ). Выходные электрические сигналы СРМ поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного OMNI 3000/6000 (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти сырой по реализованному в нем алгоритму. Часть средств измерений (СИ) СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК), метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.

СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (одна рабочая измерительная линия (ИЛ), одна контрольно-резервная ИЛ), блока измерений параметров нефти сырой (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ) и узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ).

В состав СИКНС входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)):

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 13425-97, № 13425-01, № 45115-16);

- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-276 (регистрационный № 21968-01, № 21968-05, № 21968-11);

- датчики давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03, № 18375-08);

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (регистрационный № 14557-01, 14557-15);

- первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (регистрационный № 19850-04);

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;

- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000 (регистрационный № 15066-01, № 15066-09).

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне;

- автоматическое измерение температуры, давления, содержания воды в сырой нефти;

- вычисление массы нетто нефти сырой с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти сырой;

- поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров по поверочной установке;

- контроль метрологических характеристик рабочего расходомера массового по контрольно-резервному расходомеру массовому;

- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;

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

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.

Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом в инструкции по эксплуатации СИКНС.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.

К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительно-вычислительных OMNI 6000. Параллельная работа двух контроллеров обеспечивает дополнительное резервирование данных, при выходе из строя основного контроллера управление передается на резервный контроллер, измеренная информация сохраняется обоими контроллерами. OMNI 6000 обеспечивает сбор и обработку информации от преобразователей расхода, давления, температуры и влагосодержания нефти, вычисление на основании полученных данных массы нефти, а также относительной погрешности преобразователя расхода при проведении КМХ. На основании вышеуказанных функций к метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система основного и резервного контроллеров OMNI 6000, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных, памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, загрузку и хранение конфигурационных параметров контроллера.

К верхнему уровню относится ПО АРМ оператора СИКНС №2009 на ГЗНУ-560 ЗАО «Троицкнефть». ПО АРМ оператора осуществляет управление исполнительными механизмами СИКНС (задвижки, насосные агрегаты), обмен данными с контроллером OMNI 6000, отображение технологической схемы и данных от преобразователей сигналов, установленных на СИКНС, кроме того формирует двухчасовые и суточные отчеты. В ПО СИКНС 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 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблицах 1, 2.

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

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Операционная система контроллера OMNI-6000 (основной)

Операционная система контроллера OMNI-6000 (резервный)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

24.75.03

024.73

Цифровой идентификатор ПО

99А0

А18Е

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

CRC16

CRC16

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора СИКНС

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО АРМ оператора СИКНС № 2009 на ГЗНУ-560 ЗАО «Троицкнефть»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.0.1.12

Цифровой идентификатор ПО

F2C5A6A97EA86DBD36575E95C797B59B

Алгоритм      вычисления      цифрового

идентификатора

MD5

Технические характеристики

Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч

от 15 до 110

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Т а б л и ц а 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик ____________________

Номер ИК

Наименование ИК

Количество ИК (место установки)

Состав ИК

Диапазон измерений, т/ч

Пределы допускаемой погрешности

ИК

Первичный измерительный преобразователь

Вторичная часть

1, 2

ИК массы и массового

2 (ИЛ 1,

СРМ

ИВК

от 15 до

±0,251)

расхода нефти сырой

ИЛ 2)

110

(±0,202))

1) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений ИК массы и массового

расхода в диапазоне расходов.

2) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений ИК массы и массового расхода в точках диапазона расхода для ИК с МПР, применяемым в качестве контрольно-резервного.

Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Рабочая среда

нефть сырая

Рабочий диапазон температуры сырой нефти, оС

от +2 до +50

Рабочий диапазон давления сырой нефти, МПа

от 0,1 до 2,2

Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

от 800 до 1000

Рабочий диапазон кинематической вязкости сырой нефти, сСт

от 6 до 190

Объемная доля воды,%, не более

7

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность

Т а б л и ц а 6 - Комплектность СИ

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2009 на ГЗНУ-560 ЗАО «Троицкнефть», зав. № 01

_

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

_

1 экз.

Методика поверки

_

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой № 2009 на ГЗНУ-560 ЗАО «Троицкнефть», утвержденном ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань и зарегистрированном в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2012.12726.

Нормативные документы

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;

Приказ Росстандарта № 2356 от 26 сентября 2022 г. «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Смотрите также