68063-17: Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 68063-17
Производитель / заявитель: ООО "Транснефть - Восток", г.Братск
Скачать
68063-17: Описание типа СИ Скачать 78.7 КБ
68063-17: Методика поверки МП 0504-14-2016 Скачать 8.8 MБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино" (далее - система) предназначена для автоматизированных косвенных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 68063-17
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 2012-001
Производитель / Заявитель

ООО "Транснефть - Восток", г.Братск

Поверка

Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

68063-17: Описание типа СИ Скачать 78.7 КБ
68063-17: Методика поверки МП 0504-14-2016 Скачать 8.8 MБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино" (далее - система) предназначена для автоматизированных косвенных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. 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 косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти.

При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют по результатам динамических измерений:

- объема нефти с помощью преобразователя расхода жидкости турбинного, преобразователя избыточного давления и датчика температуры;

- плотности нефти с помощью поточного преобразователя плотности, преобразователя избыточного давления, датчика температуры или с помощью измерений плотности нефти в объединенной пробе нефти, составленной из точечных проб, пропорциональных линейной скорости потока нефти в трубопроводе системы.

Массу брутто нефти вычисляет контроллер измерительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.

Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора как разность массы брутто нефти и общей массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти по результатам измерений массы брутто нефти, массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей и плотности нефти.

В состав системы входят следующие основные средства измерений:

- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM Dy от 2" до 16" модели Dy 10" (далее - ТПР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 16128-10;

- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-10;

- манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры, тягонапоромеры, дифманометры показывающие МПю и МП, сигнализирующие ЭкМю и ЭкМ типа МП160ю, регистрационный номер 47452-11;

- манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3, регистрационный номер 17159-08;

- датчики температуры 644, 3144Р модели 3144Р, регистрационный номер 39539-08;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91;

- термометры жидкостные стеклянные точные P-L, регистрационный номер 32021-06;

- преобразователь температуры Метран 280, Метран 280 Ех модели Метран 286 Ех, регистрационный номер 23410-08;

- преобразователи плотности жидкости измерительные (модели 7835, 7845, 7846, 7847) модели 7835, регистрационный номер 15644-01, 15644-06;

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм исполнения Т, регистрационный номер 14557-10;

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (модели 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) модели 7829, регистрационный номер 15642-06;

- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - ИВК), регистрационный номер 57563-14;

- контроллеры программируемые SIMATIC S7-400, регистрационный номер 15773-11;

- расходомер UFM 3030K, регистрационный номер 32562-09;

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, регистрационный номер 20054-06;

- мерник металлический образцовый 1-го разряда М1р-1000, регистрационный номер 5189-02;

- расходомер-счетчик турбинный "Турбоскад", регистрационный номер 27648-04;

- весы электронные XP-K модели XP604KM, регистрационный номер 38187-14;

- гири класса точности F1, F2, регистрационный номер 36068-07;

- весы лабораторные XP Precision модели XP32003L, регистрационный номер 19145-07;

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное динамическое измерение массы брутто нефти и объёма нефти в рабочих диапазонах температуры, давления, плотности, кинематической вязкости нефти;

- измерение массы нетто нефти с использованием результата измерений массы брутто нефти и результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды и плотности;

- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти;

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

- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с помощью установки поверочной трубопоршневой двунаправленной;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов приема сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Программное обеспечение

Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и в АРМ оператора.

ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при испытании системы в целях утверждения типа.

ПО имеет идентификационные данные, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

-

ОЗНА-Flow 3.1

Номер версии (идентификационный номер) ПО

06.09с

3.1

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

-

60075479

ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием системы ограничения доступа, установкой логина и пароля разного уровня доступа.

ПО имеет «средний» уровень защиты 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, в том числе показатели точности, приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон динамических измерений массы (объёма) нефти, т/ч (м3/ч)

от 500 до 8200 (от 600 до 9200)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Параметры измеряемой среды

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

Температура измеряемой среды, °С

от -8,5 до +40,0

Избыточное давление измеряемой среды, МПа

от 0,2 до 2,5

Плотность измеряемой среды в диапазоне температуры и избыточного давления нефти, кг/м3

от 815 до 885

Кинематическая вязкость при температуре нефти, сСт

от 5 до 50

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Содержание свободного газа

Не допускается

Режим работы

Непрерывный

Параметры электрического питания :

- напряжение переменного тока 3-х фазное, В

- напряжение переменного тока однофазное, В

- частота переменного тока, Гц

380 220±22 50

Температура окружающего воздуха, °С:

- для измерительных линий;

- для поверочной установки;

- в блоке измерении показателей качества;

- в операторной

от +5 до +40 от +5 до +40 от +5 до +40 от +18 до +25

Средний срок службы, год, не менее

10

Знак утверждения типа

наносится в центре нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Комплектность системы приведена в таблице 3.

Таблица 3

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино".

Заводской № 2012-001

1 шт.

Руководство по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино"

1 экз.

Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино". Методика поверки

МП 0504-14-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0504-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино". Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 31.03.2017 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», диапазон от 200 до 2100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

В системе применен косвенный метод динамических измерений массы нефти. Методика измерений приведена в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино" регистрационный номер ФР.1.29.2017.25644.

Нормативные документы

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

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

Смотрите также

68064-17
NORGAU серии NTWA Ключи моментные предельные
Фирма "Torque-Tech Precision Co., Ltd.", Тайвань; ООО "Норгау Руссланд", г.Москва
Ключи моментные предельные NORGAU серии NTWA (далее - ключи) предназначены для измерений крутящего момента силы при нормированной затяжке резьбовых соединений с правой резьбой.
Тягомеры ТмМП-52-М3, напоромеры НМП-52-М3, тягонапоромеры ТНМП-52-М3 мембранные показывающие (далее - тягомеры) предназначены для измерений вакуумметриче-ского и избыточного давлений воздуха и неагрессивных газов.
Тестеры полупроводниковых компонентов серий SPEA C430, SPEA С600 (далее -тестеры) предназначены для воспроизведений и измерений напряжения и силы постоянного тока.
Default ALL-Pribors Device Photo
68067-17
СУРА Комплексы программно-технические
АО "НПК "ЭЛАРА" им.Г.А.Ильенко", г.Чебоксары
Комплексы программно-технические «СУРА» (далее - комплексы) предназначены для измерительных преобразований аналоговых сигналов напряжения и силы постоянного электрического тока, сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления, измерительны...
68068-17
РДТ 6.05 и РДТ 10.1 Высотомеры клиновые
ОАО "Саратовский НПЦ "Росдортех", г.Саратов
Высотомеры клиновые РДТ 6.05 и РДТ 10.1 (далее по тексту - высотомеры) предназначены для измерений высоты выступания над дорожной поверхностью горизонтальной дорожной разметки, выполненной термопластиками и холодными пластиками по ГОСТ 32830-2014, шт...