76051-19: Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС "Астраханская" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС "Астраханская"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 76051-19
Производитель / заявитель: ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Скачать
76051-19: Описание типа СИ Скачать 100.7 КБ
76051-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0342-19 МП Скачать 1.4 MБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС "Астраханская" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская» (далее по тексту - Система) предназначена для автоматизированных 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 76051-19
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС "Астраханская"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 210-2019
Производитель / Заявитель

ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 6
Найдено поверителей 3
Успешных поверок (СИ пригодно) 6 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

76051-19: Описание типа СИ Скачать 100.7 КБ
76051-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0342-19 МП Скачать 1.4 MБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская» (далее по тексту - Система) предназначена для автоматизированных 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 нефти.

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

- объема нефти с помощью расходомера ультразвукового, преобразователя избыточного давления и датчика температуры;

- плотности нефти с помощью поточного преобразователя плотности, преобразователя избыточного давления, датчика температуры.

Массу брутто нефти вычисляет система обработки информации, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.

В состав Системы входят:

- блок фильтров;

- блок измерительных линий, имеющий четыре рабочих, одну резервную и одну контрольно-резервную измерительные линии;

- блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;

- пробозаборное устройство щелевого типа с лубрикатором;

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная стационарная, предназначенная для поверки и контроля метрологических характеристик расходомеров ультразвуковых;

- узел подключения установки поверочной на базе мерников, предназначенной для поверки установки поверочной трубопоршневой двунаправленной стационарной;

- узел подключения установки промывочной, предназначенной для промывки установки поверочной трубопоршневой двунаправленной стационарной;

- узел подключения передвижной поверочной установки;

- система обработки информации.

Параллельная работа рабочих измерительных линий обеспечивает необходимый диапазон расхода при динамических измерениях массы нефти.

Контрольно-резервная измерительная линия, используется как контрольная для проведения контроля метрологических характеристик расходомера ультразвукового рабочих и резервной измерительных линий или используется как резервная измерительная линия.

В качестве опции, расходомеры ультразвуковые комплектуются портами «продувки» с шаровыми кранами. Данные порты позволяют проводить «продувку» - очистку датчиков расходомеров ультразвуковых при помощи оборудования, подключенного к шаровым кранам. В качестве агента продувки может использоваться газообразный азот, дизельное топливо. Проведение процедуры продувки в соответствии с технической документацией на расходомеры не оказывает влияния на метрологические характеристики расходомера ультразвукового.

В состав Системы входят следующие основные типы средств измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)):

- расходомеры ультразвуковые LEFM 280CiRN (далее по тексту - УЗР) (регистрационный № 48747-11);

- расходомер ультразвуковой LEFM 280CiRN-M заводской № 110830006 (далее по тексту - КР УЗР) с диапазоном измерений от 400 до 2855 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений объёмного расхода и объёма: в диапазоне расходов не более ± 0,15 %, в точках диапазона расходов не более ± 0,1 %;

- преобразователи плотности измерительные модели 7835 (далее по тексту - ПП), (регистрационный № 15644-96) или преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее по тексту - ПП) (регистрационные №№ 15644-01, 15644-06, 52638-13);

- преобразователи измерительные (интеллектуальные) 3144 к датчикам температуры, (регистрационный № 14683-95) в комплекте с одним из термопреобразователей сопротивления платиновых серии 65 (регистрационные №№ 22257-01, 22257-05, 22257-11);

- преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, (регистрационный № 14683-00) в комплекте с одним из термопреобразователей сопротивления платиновых серии 65 (регистрационные №№ 22257-01, 22257-05, 22257-11);

- преобразователи измерительные 3144Р (регистрационные №№ 14683-04, 14683-09) в комплекте с одним из термопреобразователей сопротивления платиновых серии 65 (регистрационные №№ 22257-01, 22257-05, 22257-11);

- датчики температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08);

- измерительные преобразователи давления 3051 фирмы Fisher-Rosemount (регистрационный № 14061-94);

- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационные №№ 14061-99, 14061-04, 14061-10, 14061-15);

- преобразователи давления измерительные 3051S (регистрационные №№ 24116-08, 24116-13);

- влагомеры товарной нефти поточные УДВН-1п (регистрационный № 14557-95);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационные № 14557-01, 14557-05,

14557-10, 14557-15);

- преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827 (регистрационный №15642-96);

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 (регистрационные №№ 15642-01, 15642-06);

- расходомер UFM 3030 (регистрационный № 32562-06 или № 32562-09);

- весы настольные РВх (регистрационный № 32737-06);

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее по тексту - ПУ) (регистрационный № 20054-12);

- устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7951 (далее по тексту -ИВК) (регистрационные №№ 15645-96, 15645-01);

- вычислители расхода жидкости и газа модели 7951 (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 15645-06);

- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix (далее по тексту - ПЛК) (регистрационный № 42664-09);

- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (регистрационные №№ 22153-01, 22153-07, 22153-08,

22153-14);

- преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии   p.Z600

(регистрационный № 28979-05);

- манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 (регистрационные №№ 17159-98, 17159-03, 17159-08, 17159-14);

- манометры деформационные с трубчатой пружиной типа 2 (регистрационные №№ 15142-96, 15142-98, 15142-03, 15142-08, 55984-13);

- манометры для точных измерений типа МТИ (регистрационные №№ 1844-63,

1844-15);

- манометры показывающие сигнализирующие ДМ 2005Сг1Ех (регистрационный № 4041-93).

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания средств измерений, входящие в состав Системы, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006 и нанесения оттисков клейм или наклеек на эти средства измерений в соответствии с методиками их поверки.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

- автоматизированное измерение массы брутто и нетто нефти в рабочих диапазонах расхода;

- защита алгоритма и программы Системы от несанкционированного доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Допускается замена средств измерений, входящих в состав СИКН, на аналогичные средства измерений утвержденного типа с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом в инструкции по эксплуатации СИКН.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Программное обеспечение

Система имеет ПО, реализованное в ИВК, ПЛК и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора Системы.

ПО ПЛК не относится к метрологически значимой части ПО Системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.

Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице №1.

Идентификационные данные ПО ИВК, приведены в таблице №2.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ОЗНА-Flow (супервизорная система)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.2.1

Цифровой идентификатор ПО

2FE86E35

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2510 Iss 4.06 B01

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой логина и пароля, ведением доступного только для чтения журнала событий. Доступ к ПО Системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Конструкция Системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО Системы и измерительную информацию.

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

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода при динамических измерениях массы нефти, т/ч (м3/ч)

от 312 до 10164 (от 400 до 11420)

Диапазон измерений расхода одной измерительной линии при динамических измерениях массы нефти, т/ч (м3/ч)

от 312 до 2541 (от 400 до 2855)

Диапазон измерений давления, МПа

от 0,4 до 6,3

Диапазон измерений температуры, °С

от +5 до +50

Диапазон измерений плотности, кг/м3

от 750 до 890

Пределы допускаемой приведенной погрешности к диапазону измерений избыточного давления нефти, %

±0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С

±0,2

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3

±0,36

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

±0,25

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

±0,35

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Количество измерительных линий, шт.

6 (4 рабочие, 1 резервная, 1 контрольно-резервная)

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2020

Параметры измеряемой среды:

- давление, МПа

- температура, °С

- плотность в рабочих условиях, кг/м3

- кинематическая вязкость, сСт

- массовая доля воды, %, не более

- массовая доля механических примесей, %, не более

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

- содержание свободного газа

от 0,4 до 6,3 от +5 до +50 от 750 до 890

от 1 до 40 1,0 0,05 100

не допускается

Режим работы Системы

непрерывный

Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В

- частота переменного тока, Гц

(380±38), трехфазное

(220±22), однофазное

(50±0,5)

Климатические условия применения: - температура окружающего воздуха, °С

от -38 до +45

Средний срок службы, год, не менее

10

Средняя наработка на отказ, ч

40 000

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская», зав. № 210-2019

1 шт.

Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская», зав. № 210-2019

ТИ-23-094-

12.2021

1 экз.

Руководство    по    эксплуатации,    техническому

обслуживанию и ремонту оборудования, средств измерений   системы   измерений   количества   и

показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская», зав. № 210-2019

ОИ 051.10.00.00.000 РЭ

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская» Заводской № 210-2019. Паспорт

ОИ 051.10.00.00.000

ПС

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская» Заводской № 210-2019. Формуляр

1 экз.

Методика поверки

1 экз.

Сведения о методах измерений

представлены в документе МН 1215-2022 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти    СИКН-23-РК-А004

на НПС «Астраханская», ФР.1.29.2022.44328.

Нормативные документы

Приказ Росстандарта от 29 июня 2018 г. № 1339 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4000 Мпа»;

ГОСТ 8.558-2009 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры;

ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности;

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Смотрите также

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-1000 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-50 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Default ALL-Pribors Device Photo
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-50 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-50 предназначены для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-1000 предназначены для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.