Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО "ГРИЦ"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 64076-16
Производитель / заявитель: СП ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ» (далее -СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти.

Скачать

64076-16: Описание типа СИ Скачать 77.6 КБ
64076-16: Методика поверки НА.ГНМЦ.0092-15 МП Скачать 608.3 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 64076-16
Наименование Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО "ГРИЦ"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 28
Производитель / Заявитель

ООО "Итом-Прогресс", г.Ижевск


Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ» (далее -СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти.

Описание

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

Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), входного и выходного коллектора, узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.

Блок фильтров состоит из:

-    два фильтра СДЖ-150;

-    два датчика давления Сапфир-22МТ (Госреестр № 15040-06);

-    преобразователь давления измерительный «АИР-20Ех/М2-Н» (Госреестр № 46375-11);

-    два манометра для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторо и двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной контрольно-резервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF200 (далее - МР) (Госреестр № 45115-10);

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

-    влагомер сырой нефти ВСН-2-80-100 (Госреестр № 24604-12);

-    преобразователь давления измерительный «АИР-20Ех/М2-Н» (Госреестр № 46375-11);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);

-    манометр для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91).

БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти, плотности сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы для последующего определения параметров сырой нефти в лаборатории. 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:

-    влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10);

-    преобразователь давления измерительный «АИР-20Ех/М2-Н» (Госреестр № 46375-11);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);

-    манометр для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91);

-    расходомер ультразвуковой UFM 3030 (Госреестр № 48218-11);

-    два пробоотборника для автоматического отбора проб «Стандарт-А»;

-    пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»;

-    место для подключения поточного плотномера;

-    место для подключения устройства для определения содержания свободного газа УОСГ-100СКП или пикнометрической установки.

Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МР.

На узле подключения передвижной поверочной установки установлены:

-    два датчика давления Сапфир-22МТ модели 2154 (Госреестр № 15040-06);

-    два термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);

-    два термометра ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91).

-    два манометра для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:

-    контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 (Госреестр № 15066-09);

-    автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора «Кристалл» на базе персонального компьютера, оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006 и методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти;

-    автоматическое измерение перепада давления сырой нефти на фильтрах;

-    автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти;

-    автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;

-    ручное регулирование расхода сырой нефти:

-    автоматическое измерение массы сырой нефти;

-    автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;

-    поверка и КМХ МР по передвижной поверочной установке;

-    КМХ рабочего МР по контрольно-резервному МР;

-    отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;

-    защита информации от несанкционированного доступа.

Программное обеспечение

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

К нижнему уровню относится ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 (далее - ИВК). К метрологически значимой части ПО относится операционная система ИВК, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

К верхнему уровню относится ПО АРМ оператора «Кристалл» (далее - АРМ), обеспечивающий отображение мнемосхемы СИКНС и измеренных данных, управление автоматизированными объектами, формирование отчетов, хранение и просомтр архивов, управление процессом поверки и КМХ, вычисление массы нетто нефти. К метрологически значимой части ПО АРМ относятся программные модули поверки и вычисления массы нетто нефти.

ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных с помощью системы паролей, механического опломбирования ИВК, ведения внутреннего журнала фиксации событий на обоих уровнях ПО.

Уровень защиты ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соовтетствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

24.75.04

Цифровой идентификатор ПО

9111

Таблица 2 - Идентификационные данные АРМ оператора «Кристалл»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcOil.dll

CalcPov.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.0.0.1

2.0.0.1

Цифровой идентификатор ПО

8DCAF15C

A1BBEAF4

Технические характеристики

Таблица 3

Рабочая среда

нефть сырая

Количество измерительных линий, шт.

2 (1 рабочая,

1 контрольно-резервная)

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

от 5 до 25

Рабочий диапазон температуры, °С

от 5 до 45

Рабочий диапазон давления, МПа

от 0,7 до 2,5

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

от 877 до 925

Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более

10,0

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры,°С

±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности к диапазону измерений давления, %

±0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм2, %

±0,35

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность

1.    Единичный экземпляр СИКНС.

2.    Инструкция по эксплуатации СИКНС.

3.    Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0092-2015 МП.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0092-2015 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 30.09.2015 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    установка передвижная поверочная 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013;

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08) или калибратор измерительных каналов КИК-М (Госреестр № 32639-06);

-    рабочий эталон 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.614-2013;

-    калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-05);

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Сведения о методах измерений

Инструкция «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой АО «ГРИЦ», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.21733.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ»

1    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

2    ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

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

4    ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного (массы и объема) жидкости

5    ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов

6    Техническая документация ООО «Итом-Прогресс».

Смотрите также

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические номинальной вместимостью 100 м3 РВС-100 предназначены для измерений объема при приеме, хранении и отпуске светлых нефтепродуктов
Спектрометры атомно-абсорбционные PinAAcle 500 (далее по тексту - спектрометры) предназначены для измерения концентрации различных элементов в жидких средах.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические с теплоизолированной стенкой номинальной вместимостью 400 м3 РВС-400 предназначены для измерений объема при приеме, хранении и отпуске мазута
64074-16
Е6-40 Мегаомметры
ООО "Контрольно-Измерительные Приборы", г.Ижевск
Мегаомметры Е6-40 (далее Е6-40) предназначены для измерений сопротивления изоляции, а также диагностики состояния изоляции электрических цепей и оборудования не находящихся под напряжением.
64079-16
AC Reformulyzer М4 Системы газохроматографические
Фирма "AC Analytical Controls BV", Нидерланды (подразделение фирмы PAC, США)
Системы газохроматографические АС Reformulyzer М4 предназначены для измерений объемной (массовой) доли групп компонентов (насыщенных, олефиновых и ароматических углеводородов), бензола, кислородсодержащих веществ и общего содержания кислорода в бензи...