56158-14: Система измерений количества и показателей качества нефти №260 ПСП "Черновское" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти №260 ПСП "Черновское"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 56158-14
Производитель / заявитель: ОАО НПП "Системнефтегаз", г.Октябрьский
Скачать
56158-14: Описание типа СИ Скачать 70.9 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти №260 ПСП "Черновское" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и показателей качества нефти №260 ПСП «Черновское» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти на ПСП «Черновское».

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 56158-14
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти №260 ПСП "Черновское"
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2014
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 27 п. 12 от 17.01.2014
Производитель / Заявитель

ООО "СистемНефтеГаз" (СНГ), г.Октябрьский

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 0066-2-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 2 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

56158-14: Описание типа СИ Скачать 70.9 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №260 ПСП «Черновское» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти на ПСП «Черновское».

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 прямого метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью расходомеров-счетчиков массовых.

В состав системы входят блок измерительных линий, имеющий две рабочие и одну резервную измерительные линии, блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти.

В состав системы входят следующие средства измерений:

- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 7000 с измерительными преобразователями модели MFC 300, исполнение Т50 (номер в Госреестре 50998-12);

- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (номер в Госреестре 38623-08);

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (номер в Госреестре 52638-13);

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (номер в Госреестре 15642-06);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (номер в Госреестре 14557-10);

- преобразователи давления измерительные EJX (номер в Госреестре 28456-09);

- датчики температуры 644 (номер в Госреестре 39539-08);

- счетчик нефти турбинный МИГ (номер в Госреестре 26776-08);

- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (номер в Госреестре 48218-11);

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ (номер в Госреестре 26803-11);

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (номер в Госреестре 303-91);

- прибор УОСГ (номер в Госреестре 16776-11).

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, нефти;

- автоматизированное вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти и определенных в лаборатории значениях массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды;

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

- защита алгоритма и программного обеспечения системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы - автономное. ПО обеспечивает реализацию функций системы. Функции программного обеспечения: управление и синхронизация измерительных каналов, расчет массового расхода нефти по измеренным данным, ведение архивов данных и архива вмешательств, формирование протоколов, вывод мгновенных и средневзвешенных данных по всем каналам, формирование аварийных сигналов по пределам измеряемых величин, пределов разности показаний преобразователей, оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (подача звукового сигнала и световая индикация аварийного параметра).

Идентификационные данные программного обеспечения системы при испытаниях приведены в таблице 1:

Т а б л и ц а 1

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие идентификационные данные

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

VxWorks.bin

5.53

отсутствует

_

_

OMS260

v.1.41

A611D0C7

_

CRC32

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием аппаратного (лицензированного) ключа, установкой логина и пароля.

Уровень защиты программного обеспечения системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С. Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных.

Технические характеристики

Измеряемая среда -нефть по ГОСТ Р 51858       «Нефть. Общие технические условия»

Количество измерительных линий, 3 шт. (две рабочие и одна резервная) Диапазон измерений массового расхода

измеряемой среды, т/ч

от 10 до 170

Диапазон измерений температуры измеряемой среды, оС

от плюс 5 до плюс 40

Верхний предел измерений избыточного давления в системе, МПа

4,0

Диапазон измерений плотности измеряемой среды при температуре 20 оС и избыточном давлении равным нулю, кг/м3

от 850 до 950

Верхний предел измерений кинематической вязкости измеряемой среды при температуре 20 оС, сСт

40

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, %,

± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, %,

± 0,35

Параметры измеряемой среды:

Содержание массовой доли воды, %, не более

0,5

Содержание массовой доли механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

Давление насыщенных паров при максимальной

900

температуре измеряемой среды, кПа, не более

66,7

Содержание свободного газа

не допускается

Режим работы системы

непрерывный

Знак утверждения типа

наносится в средней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

- Система измерений количества и показателей качества

нефти №260 ПСП «Черновское», заводской № 6 - 1 шт.;

- Руководство по эксплуатации - 1 экз.;

- Методика поверки МП 0066-2-2013 - 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0066-2-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №260 ПСП «Черновское». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 16.05.2013 г.

Средства поверки:

- установка трубопоршневая «Сапфир МН» стационарная, максимальный расход 300 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,09%;

- установка трубопоршневая передвижная, максимальный расход 300 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05%;

- установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;

- плотномер автоматический МДЛ-1, диапазон измерений от 650 до 1000 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;

- 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 ± 5х10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп в диапазоне от 20 до 5х108 имп.;

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R, 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;

- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

Допускается использование других средств поверки с характеристиками не хуже, указанных выше.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти №260 ПСП «Черновское», зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2013.15062.

Нормативные документы

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

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений, коммерческого (технического...
Default ALL-Pribors Device Photo
5616-76
ТРС-0,66М3, ТРС-0,66 Трансформаторы тока
ОАО "Самарский трансформатор", г.Самара
Для выработки сигнала измерительной информации для измерительных приборов, в сетях переменного тока на напряжение 0,66 кВ, промышленной частоты 50 Гц.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» вторая очередь (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии (мощности), потр...
56161-14
450i Газоанализаторы
Фирма "Thermo Fisher Scientific", США
Газоанализаторы модели 450i (в дальнейшем - газоанализаторы) предназначены для автоматического непрерывного измерения содержания диоксида серы и сероводорода в атмосферном воздухе, отходящих дымовых газах, в технологических газовых средах.
56162-14
iPRO 5000 мод. N, S, N/S Анализаторы элементные
Фирма "Thermo Fisher Scientific", Великобритания
Анализаторы элементные серии iPRO 5000 модели N, S, N/S (далее по тексту -анализаторы) предназначены для определения массовой концентрации азота и серы в неводных жидких пробах.