Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО "Транснефть - Восток"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 59194-14
Производитель / заявитель: ООО "НПП "ГКС", г.Казань
Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО "Транснефть - Восток" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.

Скачать

59194-14: Описание типа СИ Скачать 98.5 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 59194-14
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО "Транснефть - Восток"
Год регистрации 2014
Методика поверки / информация о поверке МП 0150-14-2014
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1909 п. 58 от 26.11.2014
Производитель / Заявитель

ООО "НПП "ГКС", г.Казань

 Россия 

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из трех рабочих, двух резервных и одной контрольной измерительных

линий.

В состав системы входят следующие средства измерений:

-    преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15427-06;

-    преобразователи давления измерительные EJX, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 28456-09;

-    преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14061-99;

-    датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 39539-08;

-    преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14683-00, в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 22257-01;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - 1111), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15644-06;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - 1111), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 52638-13;

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15642-01, в комплекте с устройством измерения параметров жидкости и газа модели 7951, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15645-01;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14557-10;

-    счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 12186-90;

-    двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 30” (далее - стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 20054-00;

-    образцовый мерник 1-го разряда, 1984 года выпуска, зав. № 7034, прошедший процедуру метрологической аттестации, протокол метрологической аттестации от 20 января 1985 г.;

-    весы электронные K, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 19327-05;

-    компаратор весовой ВК, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 27744-04;

-    гири класса точности F1, М1, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 30010-06.

В систему обработки информации системы входит:

-    комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 53852-13, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора системы.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры для точных измерений типа МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 1844-63;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматизированное измерение массы нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

-    автоматическое измерение плотности, вязкости и объемной доли воды;

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

-    проведение контроля метрологических характеристик ТПР с применением контрольного ТПР;

-    проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы 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). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблицах 1 и 2.

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

EMC07.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

РХ.7000.01.02

Цифровой идентификатор ПО

F47A83E0

Другие идентификационные данные

Прикладное ПО ИВК

Таблица 2

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

MassaNetto

Calc.fct

Man Dens. fct

MPSIKN.

bmo

KMX_KPR.

bmo

KMX_TPU

.bmo

MI3380.

bmo

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

-

-

-

-

-

Цифровой идентификатор ПО

90A86D7A

31A90EB4

F92EE8D3

1C5A09E6

E3B5006C

4522CBB0

Другие

идентификационные

данные

ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ» версия 2.0

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 мониторе ИВК и АРМ оператора системы структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы 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 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 -средний.

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

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

Количество измерительных линий, шт.

6 (3 рабочие, 2 резервные, 1 контрольная)

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода, м /ч

От 300 до 4800

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

± 0,25

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

± 0,35

Режим работы системы

Непрерывный

Параметры измеряемой среды

Избыточное давление нефти, МПа

От 0,2 до 1,2

Температура нефти, °С

От минус 5 до плюс 15

Плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3

От 824 до 885

Кинематическая вязкость нефти в рабочих условиях, мм2/с (сСт)

От 4 до 20

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

300

Содержание свободного газа, %

Не допускается

Знак утверждения типа

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

Комплектность

-    система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток», 1 шт., заводской № 450;

-    инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток», 1 экз.;

-    «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток». Методика поверки. МП 0150-14-2014», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 18 июня 2014 г., 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0150-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 18 июня 2014 г.

Основные средства поверки:

-    двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 30”, верхний предел диапазона измерений объемного расхода 1900 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

-    калибратор многофункциональный MC5-R-IS в комплекте с внешними модулями давления: EXT 250-IS и EXT 100-IS, нижний предел воспроизведения давления минус 0,1 МПа, верхний предел воспроизведения давления 25 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,025 % П + 0,015 % ВП);

-    калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В) в комплекте с угловыми термометрами STS-100 A 901, диапазон воспроизводимых температур от минус 24 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    установка пикнометрическая H&D Fitzgerald LTD, диапазон измерений плотности от

33

700 до 1600 кг/м , пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м ;

-    установка поверочная для средств измерений динамической вязкости УПД-1-АТ, диапазон измерений динамической вязкости от 4 до 60 мПахс (сПз), пределы допускаемой приведенной погрешности ± 0,4%;

-    влагомер эталонный лабораторный товарной нефти ЭУДВН-1л, диапазон измерений объемной доли воды от 0,02 % до 2,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности в поддиапазоне измерений объемной доли воды от 0,02 % до 1,0 % включительно - ± 0,02 %, в поддиапазоне измерений объемной доли воды от 1,0 % до 2,0 % - ± 0,03 %;

-    устройство поверки вторичной аапаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон», пределы допускаемой абсолютной погрешности задания силы постоянного тока ± 0,003 мА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности задания и периода следования импульсов ± 0,001 % в диапазоне задания частоты следования импульсов от 1 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности формирования количества импульсов между сигналами «Старт» и «Стоп» имитатора детекторов ТПУ - 0 имп., диапазон регулировки длительности сигнала от 1 до 999 мс.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/153014-14).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН

ООО «Транснефть - Восток»

1. 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 измерений количества и показателей качества нефти № 261 ПСП «Дебесы» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
59195-14
ТСТ 4144 Блоки обработки сигналов
ЗАО "Технические системы и технологии", г.С.-Петербург
Блок обработки сигналов ТСТ 4144 (далее по тексту - БОС) предназначен для измерения параметров вибрации, частоты вращения роторных узлов и приема параметрических сигналов.
Уровнемеры аналого-дискретные акустические АДАУ-1 (далее - уровнемеры) предназначены для непрерывного, автоматического, дистанционного преобразования значения измеренного уровня некипящей воды, находящейся в герметичных резервуарах, в выходной сигнал...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПС 330 кВ «Кингисеппская» (ВЛ 110 кВ Лужская тяговая-1, ВЛ 110 кВ Лужская тяговая-2) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реакти...
Аппаратура геодезическая спутниковая Spectra Precision ProMark700 и Spectra Precision SP80 (далее - аппаратура) предназначена для измерения координат точек земной поверхности при выполнении кадастровых и землеустроительных работ, а также при создании...