60590-15: Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС "Ачинская" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС "Ачинская"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 60590-15
Производитель / заявитель: ООО "НПП "ГКС", г.Казань
Скачать
60590-15: Описание типа СИ Скачать 89.8 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС "Ачинская" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская» (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти на ЛПДС «Ачинская».

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 60590-15
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС "Ачинская"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 452
Производитель / Заявитель

ООО "НПП "ГКС", г.Казань

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Актуальность информации 12.05.2024

Поверители

Скачать

60590-15: Описание типа СИ Скачать 89.8 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская» (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти на ЛПДС «Ачинская».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением преобразователей расхода жидкости турбинных и преобразователя плотности. Выходные электрические сигналы с преобразователей расхода жидкости турбинных и преобразователя плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в нефти с помощью влагомера нефти поточного. Масса нетто нефти определяется как разность массы брутто нефти и массы балласта.

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

Система состоит из четырех (двух рабочих, одного резервного, одного контрольного) измерительных каналов объема нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы в нефти, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти, в которые входят следующие средства измерений:

- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм (далее -ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15427-01;

- преобразователь расхода жидкости эталонный лопастной модели M16-S6 (эталонный ПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 52888-13;

- влагомер нефти поточный модели LC фирмы «Phase Dynamics», тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 16308-02;

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15644-01;

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

- анализатор рентгенофлуорисцентный и рентгеноабсорбционный многоканальный энергодисперсионный Spectro серии 600, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 19769-00;

- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-99, № 14061-04, № 14061-10;

- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-01, № 22257-05, № 22257-11;

- преобразователи измерительные 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-04, № 14683-09;

- преобразователи измерительные 3144Р, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-09;

- расходомер ультразвуковой UFM 3030, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 45410-10.

В систему обработки информации системы входят:

- комплекс измерительно-вычислительный на базе устройств программного управления TREI-5B (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 19767-04;

- автоматизированные рабочие места 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 № 1844-63;

- манометр показывающий для точных измерений типа МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;

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

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы брутто и массы нетто нефти и объёмного расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, массовой доли воды, массовой доли серы в нефти;

- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной и массовой доли воды, массовой доли серы в нефти;

- автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей в нефти и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП;

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

- возможность проведения контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и резервного ТПР с применением эталонного ПР;

- возможность поверки рабочих и резервного ТПР с применением эталонного ПР;

- возможность проведения поверки и КМХ эталонного ПР, проведения поверки рабочих и резервного ТПР с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной, тип которой зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 20054-12;

- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

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

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) реализовано в ИВК. ИВК строятся на базе устройств программного управления «TREI-5B» с программным обеспечением ISaGRAF с двумя программными модулями dens_calc и m_brutto. ПО 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 процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).

Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 1.

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

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Программа расчета плотности нефти

Программа расчета массы нефти

Идентификационное наименование ПО

dens calc

m brutto

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0

1.0

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

294С

9080

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

-

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 автоматизированного рабочего места 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 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы.

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение характеристики

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

±0,25

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

±0,35

Т а б л и ц а 3 - Основные технические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

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

Количество измерительных линий, шт.

4 (2 рабочие, 1 резервная, 1 контрольная)

Диапазон измерений расхода, м3/ч

от 250 до 2500

Диапазон плотности в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

от 800 до 900

Диапазон кинематической вязкости, сСт

от 2 до 30

Давление, МПа, не более

4,0

Диапазон температуры, °С

от минус 10 до плюс 25

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

900

Содержание свободного газа

не допускается

Режим работы системы

непрерывный

Параметры электропитания

Напряжение питания сети, В

(380±38)/(220±22)

Частота питающей сети, Гц

(50±0,5)

Климатические условия эксплуатации системы

Диапазон температуры окружающего воздуха, °С

от минус 45 до плюс 40

Диапазон температуры окружающего воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С

от 15 до 35

Диапазон относительной влажности окружающего воздуха, %

от 30 до 85

Диапазон относительной влажности окружающего воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %

от 30 до 85

Диапазон атмосферного давления, кПа

от 84,0 до 106,7

Знак утверждения типа

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

Комплектность

- система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская», 1 шт., заводской № 452;

- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 452;

- МП 0206-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу МП 0206-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская». Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 12.12.2014 г.

Основные средства поверки:

- преобразователь расхода жидкости эталонный лопастной модели M16-S6, диапазон измерений объёмного расхода от 250 до 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема ± 0,1 %;

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

- калибратор температуры АТС-156В в диапазоне значений от минус 40°С до 155°С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04°С;

- калибратор многофункциональный MC2-R в диапазоне воспроизведения сигналов силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности (в диапазоне температуры окружающей среды 23°С ± 5°С) ± (0,02% показ. + 1,5 мкА), в диапазоне измерений давления от 0 до 6 МПа, пределы допускаемой основной погрешности (в диапазоне температуры окружающей среды 23°С ± 5°С) ±(0,025% П + 0,01% ВП) (П - показание, В - верхний предел воспроизведения);

- влагомер эталонный лабораторный для товарной нефти ЭУДВН-1л, диапазон измерений объемной доли воды от 0,02 % до 2,0 %, пределы допускаемого значения абсолютной погрешности в поддиапазонах измерений объемной доли воды от 0,02 % до 1,0 % (включительно) составляет ± 0,02 %, от 1,0 % до 2,0 % составляет ± 0,03 %;

- устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон» в диапазоне задания силы постоянного тока от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения (в диапазоне температуры окружающей среды 20°С ± 5°С) ± 0,003 мА, в диапазоне значений от 1 до 10000 Гц, предел допускаемой основной относительной погрешности задания периода следования импульсов (в диапазоне температуры окружающей среды 20°С ± 5°С) ± 0,001 %;

- установка пикнометрическая переносная с диапазоном измерений от 600 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;

- установка для поверки поточных вискозиметров УППВ-1, диапазон измерения динамической вязкости от 1 до 100 мПа •с, предел допускаемой приведенной погрешности измерения вязкости ± 0,3%.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская» (свидетельство об аттестации методики измерений 049-01.00152-2013-2014 от 30.09.2014, номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2014.18639).

Нормативные документы

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

2 Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 452;

3 МП 0206-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская». Методика поверки».

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

Рекомендации к применению

- осуществление торговли.

Смотрите также

Система измерительная количества нефтепродуктов при наливе в автоцистерны и танк-контейнеры предназначена для измерения количества в единицах массы нефтепродуктов при ведении отгрузочных, коммерческих операций с наливных эстакад ЗАО «Сибур-Химпром»....
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Предприятие Кара Алтын» при промышленной базе ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы, параметров нефти сырой и определения массы нетто нефти сырой.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти № 100 ПСП «Тайшет-1» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Имитаторы сигналов глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS SMBV100A (далее - имитаторы) предназначены для формирования радиочастотных навигационных сигналов спутниковых навигационных систем (СНС) ГЛОНАСС и GPS.