69469-17: Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП "Чернушка" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП "Чернушка"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 69469-17
Производитель / заявитель: ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Скачать
69469-17: Описание типа СИ Скачать 87.1 КБ
69469-17: Методика поверки НА.ГНМЦ.0154-17 МП Скачать 4.3 MБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП "Чернушка" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и показателей нефти № 383 на ПСП «Чернушка» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Урал» в качестве резервной схемы учета на ПСП «Чернушка».

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 69469-17
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП "Чернушка"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 142
Производитель / Заявитель

АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа

Поверка

Зарегистрировано поверок 9
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 9 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

69469-17: Описание типа СИ Скачать 87.1 КБ
69469-17: Методика поверки НА.ГНМЦ.0154-17 МП Скачать 4.3 MБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей нефти № 383 на ПСП «Чернушка» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Урал» в качестве резервной схемы учета на ПСП «Чернушка».

Описание

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

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), узел подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов и двух рабочих измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фоне по обеспечению единства измерений):

- расходомер массовый Promass 83F (регистрационный № 15201-11);

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88   (регистрационный

№ 49519-12);

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе БИЛ установлены:

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88   (регистрационный

№ 49519-12);

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012 с лубрикатором;

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88   (регистрационный

№ 49519-12);

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции измерений, оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной

Лист № 2

Всего листов 5 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:

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 52638-13);

- преобразователь плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88   (регистрационный

№ 49519-12);

- ротаметр H 250 (регистрационный № 48092-11) для индикации расхода нефти через БИК;

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

- пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;

- узел для подключения пикнометрической установки или устройства для определения содержания свободного газа;

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометры рутутные стекляные лабораторные ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

Блок подключения передвижной поверочной установки преданзначен для подключения передвижной поверочной установки 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013. На входе и выходе блока подключения передвижной поверочной установки установлены:

- преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

- термопреобразователи сопротивления платиновые TR88 (регистрационный № 49519-12);

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометры рутутные стекляные лабораторные ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

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

- контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный № 57563-14);

- барьеры искрозащиты серии Z (регистрационный № 22152-07);

- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix PAC ControlLogix (регистрационный № 51228-12);

- автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);

- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ и комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе платформы Logix PAC ControlLogix. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится конфигурационный файл контроллера измерительного FloBoss S600+ - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса. ПО комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе платформы Logix PAC ControlLogix не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, вычисление массы нетто и формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН

Идентификационные данные (признаки)

Значение

FloBoss S600+

Программный комплекс «Cropos»

Идентификационное наименование ПО

LinuxBinary.app

metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

06.09e/09e

1.37

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

0259

DCB7D88F

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч

от 155,7 до 855,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности контроллера при преобразовании входного аналогового сигнала постоянного тока в значение температуры, %

±0,04

Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности контроллера при преобразовании входного аналогового сигнала постоянного тока в значение давления, %

±0,04

Пределы допускаемой относительной погрешности контроллера при преобразовании входных электрических сигналов в значение массы нефти, %

±0,01

Продолжение таблицы 2

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой относительной погрешности контроллера при преобразовании входных электрических сигналов в значение плотности нефти, %

±0,01

Таблица 3 - Технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

от 865 до 900

Вязкость нефти кинематическая, мм2/с, не более

35

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

от 0,3 до 1,4

Рабочий диапазон температуры нефти, °С

от +15 до +30

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Давление насыщенных паров нефти, кПа, не более

66,7

Содержание свободного газа

не допускается

Количество измерительных линий, шт.

2

Режим работы СИКН

непрерывный

Напряжение питания сети, В

400140/230 •23

Частота питающей сети, Гц

50±0,4

Средний срок службы, лет

8

Средняя наработка на отказ, час

20000

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка»

-

1 шт.

Паспорт

-

1 экз.

Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка». Методика поверки»

НА.ГНМЦ.0154-17 МП

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0154-17 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 26 июня 2017 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013, диапазон измерений от 40 до 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1%;

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

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

МН 724-2017 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», утверждена и аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15.06.2017 г.

Нормативные документы

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

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

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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского НГКМ (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто нефти, показателей качества нефти и вычисления массы нетто нефти.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений массы нефти по резервной схеме учета на ПСП «Нижнекамск» МН «НПС «Калейкино»-Нижнекамский НПЗ» (далее - Система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти.
Автоматизированные системы контроля и оценки геометрических параметров пути «СОКОЛ» (далее - системы «СОКОЛ») предназначены для измерений параметров геометрии рельсовой колеи на железных дорогах и метрополитенах.
Комплекты мер для поверки систем измерения валов MarShaft (далее по тексту - комплекты мер) предназначены для передачи единицы длины при поверке и настройке систем измерения валов MarShaft.
69474-17
Блокпост-Стрелка Комплексы измерительные весового и габаритного контроля
ООО Корпорация "Строй Инвест Проект М", г.Москва
Комплексы измерительные весового и габаритного контроля «Блокпост-Стрелка» (далее комплексы «Блокпост-Стрелка») предназначены для измерений полной (общей) массы транспортного средства (далее - ТС); нагрузки на группу осей ТС; нагрузки, приходящейся н...