Система измерений количества и показателей качества нефти 292 для нефтесборного пункта "Романово"

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 292 для нефтесборного пункта "Романово" — техническое средство с номером в госреестре 77514-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 279. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: ООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г.Калининград.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 1 год
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система измерений количества и показателей качества нефти 292 для нефтесборного пункта "Романово" .

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система измерений количества и показателей качества нефти 292 для нефтесборного пункта "Романово" .

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
77514-20
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 292 для нефтесборного пункта "Романово"
Обозначение типа
ПроизводительООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г.Калининград
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 279
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта «Романово» (далее по тексту – система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
ОписаниеПринцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту – БИК), блока фильтров, узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. В состав системы входят следующие средства измерений утвержденного типа: - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (далее по тексту – СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее по тексту – регистрационный номер) 45115-16, модели CMF 350M; - датчики температуры AUTROL модели ATT2100, регистрационные номера 70157-18; - преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200, регистрационные номера 37667-13; - преобразователь плотности и расхода CDM, регистрационный номер 63515-16; - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационные номера 14557-15; - расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер 57762-14. В систему сбора, обработки информации и управления системы входят: - контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее по тексту – ИВК), регистрационный номер 64224-16; - автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы с программным обеспечением «ФОРВАРД» (основное, резервное). В состав системы входят показывающие средства измерений: - манометры МТИф модификации ВУ Кс, регистрационные номера 60168-15; - термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 2, регистрационные номера 303-91. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций: - автоматические измерения массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности; - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени или результаты измерений массовой доли воды, определенной по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм; - автоматические измерения плотности, содержания воды в нефти; - измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно; - проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного; - проведение КМХ и поверки СРМ с применением стационарной установки поверочной трубопоршневой двунаправленной OGSB, регистрационный номер 62207-15 или по передвижной поверочной установке на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений; - автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; - автоматический контроль параметров нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; - защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа. Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и автоматизированных рабочих местах (АРМ) оператора ПО «ФОРВАРД», сведения о которых приведены в таблице 1. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях системы в целях утверждения типа. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОLinuxBinary.appArmA.dllArmMX.dllArmF.dll
Номер версии (идентификационный номер ПО)06.254.0.0.14.0.0.14.0.0.1
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)0x19908B71AF7130747EDBF8F39210
Метрологические и технические характеристикиМетрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3. Таблица 2 – Метрологические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/чот 30 до 300
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %±0,35
Таблица 3 – Основные технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных линий, шт.3 (2 рабочие,1 контрольно- резервная)
Измеряемая среданефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Давление измеряемой среды, МПа - минимальное (на выходе СИКН) - рабочее - максимальное0,3 3,0 4,0
Диапазон температуры измеряемой среды, °Сот 0 до +35
Диапазон динамической вязкости измеряемой среды при+20 °С, мПа·с (сПз), не болееот 1,6 до 15,0
Диапазон плотности измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3от 793,7 до 847,0
Диапазон плотности измеряемой среды при +20 °С, кг/м3от 805,0 до 830,0
Массовая доля воды, %, не более0,5
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более100
Массовая доля механических примесей, %, не более0,05
Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более66,7 (500)
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не болееотсутствует
Температура застывания измеряемой среды, °С, не выше-9
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц220±22 однофазное, 380±38 трехфазное 50±1
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С: - помещение блочно-модульного здания блока технологического - помещение блочно-модульного здания блока аппаратнойне ниже +15 от +18 до +25
Содержание свободного газане допускается
Средний срок службы, лет, не менее10
КомплектностьКомплектность системы приведена в таблице 4. Таблица 4 – Комплектность системы
НаименованиеОбозначение Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта «Романово» в составе: СРМ модели CMF 350M, датчики температуры AUTROL мод. ATT2100, преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200, преобразователь плотности и расхода CDM, влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, ИВК, манометры МТИф модификации ВУ Кс, термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 2заводской № 2791 шт.
Руководство по эксплуатации системы0872.00.00.000 РЭ1 экз.
Методика поверкиМП 0961-14-20191 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 0961-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта «Романово». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 16.04.2019 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки СРМ, входящих в состав системы, в рабочем диапазоне измерений расхода. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта «Романово» ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 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
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Системы Нефть и Газ Балтия»(ООО «Системы Нефть и Газ Балтия») ИНН 3908036487 Адрес: 236039, г. Калининград, ул. Портовая, д. 41 Телефон: (4012) 310-728 Факс: (4012) 310-729 E-mail: office@ogsb.ru
Испытательный центрВсероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева») Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а» Телефон: (843) 272-70-62 Факс: (843) 272-00-32 E-mail: office@vniir.org Аттестат аккредитации ВНИИР – филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592от 24.02.2015 г.