Система измерений количества и показателей качества нефти 812

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 812 — техническое средство с номером в госреестре 77506-20 и сроком свидетельства (заводским номером) 015.00.00.000 СБ. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: Общество с ограниченной ответственностью «Технологические системы и оборудование» (ООО«ТСО»), г. Москва.

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 812 .

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 812 .

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
77506-20
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 812
Обозначение типа
ПроизводительОбщество с ограниченной ответственностью «Технологические системы и оборудование» (ООО«ТСО»), г. Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номер015.00.00.000 СБ
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 812 (далее – СИКН) предназначена для динамических измерений массы и показателей качества нефти.
ОписаниеПринцип действия СИКН 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 измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму. СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты. СИКН состоит из: - блока фильтров (БФ); - блока измерительных линий (БИЛ); - блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК); - системы сбора, обработки информации и управления; - системы дренажа. СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций: - автоматические измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти; - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории или массовой доли воды, вычисленной по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером; - автоматические измерения плотности нефти; - автоматические измерения вязкости нефти; - измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно; - контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочего счетчика-расходомера массового с применением контрольного-резервного счетчика-расходомера массового; - поверка и КМХ счетчиков-расходомеров массовых с применением передвижной поверочной установки, аттестованной в установленном порядке в качестве эталона; - автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; - автоматический контроль технологических параметров нефти в СИКН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами. В составе СИКН применены следующие основные средства измерений: - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, состоящие из первичного измерительного преобразователя модели CMF300 и электронного преобразователя модели 2700 (далее – СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее – регистрационный номер) 45115-16; - термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, регистрационный номер 53211-13, в комплекте с преобразователями измерительными Rosemount 644, регистрационный номер 56381-14; - преобразователи давления измерительные 2088, регистрационный номер 60993-15; - преобразователи давления измерительные 2051, регистрационный номер 56419-14; - преобразователи плотности и расхода CDM, регистрационный номер 63515-16; - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15; - преобразователи плотности и вязкости FVM, регистрационный номер 62129-15; - манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный номер 1844-15; - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91; - контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее – ИВК), регистрационный номер 64224-16; - счетчик нефти турбинный МИГ, регистрационный номер 26776-08. Пломбировка СИКН не предусмотрена.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в СИКН и испытано при испытаниях СИКН в целях утверждения типа. Идентификационные данные ПО ИВК приведены в таблице 1. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОLinux Binary.appOilQual
Номер версии (идентификационный номер) ПО06.21/211.2
Цифровой идентификатор ПО6051A1B93442
Метрологические и технические характеристикиМетрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 2 и 3. Таблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений расхода, т/чот 20 до 60
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
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных линий, шт.2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная)
Избыточное давление, МПа, не более: - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое1,2 0,2 1,6
Режим работы СИКНпериодический
Суммарные потери давления в СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в рабочем режиме - в режиме поверки и КМХ0,2 0,4
Режим управления: - запорной арматурой - регуляторами расхода и давленияручной ручной
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц380±38, трехфазное;220±22, однофазное 50
Потребляемая мощность, кВт, не более 25
Условия эксплуатации: - температура воздуха в блок-боксе БФ, БИЛ, БИК, °С: - в отапливаемый период - в летний период, не болееот +5 до +30 +35
Средний срок службы, лет, не менее8
Параметры измеряемой среды
Измеряемая среданефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Температура, °С от +5 до +35
Плотность, кг/м3, не более920
Вязкость кинематическая при рабочих условиях, мм2/с (сСт), не более90
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более66,7 (500)
Массовая доля воды, %, не более1,0
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более900
Массовая доля механических примесей, %, не более0,05
Массовая доля серы, %, не более4,5
Массовая доля парафина, %, не более6,0
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более100
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более100
Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm), не более10
Содержание свободного газане допускается
КомплектностьКомплектность средства измерений приведена в таблице 4. Таблица 4 – Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначениеКоличество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 812, заводской № 015.00.00.000 СБ-1 шт.
Инструкция по эксплуатации-1 экз.
Методика поверкиМП 0759-14-20181 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 0759-14-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 812. Методика поверки», утвержденномуФГУП «ВНИИР» 30.11.2018 г. Основные средства поверки: - рабочий эталон 1 или 2 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 2018 г.№ 256, с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки СРМ, входящих в состав СИКН, во всем диапазоне измерений; - средства поверки в соответствии с методикой поверки на СИКН. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 812 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 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от07 февраля 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 «Технологические системы и оборудование» (ООО «ТСО») ИНН 7705501866 Адрес: 125057, г. Москва, ул. Новопесчаная, д.8, корп. 1 Телефон (факс): (495) 363-48-19 Web-сайт:www.tso-msk.ru E-mail: info@tso-msk.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 Web-сайт: www.vniir.org 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.