Система измерений количества и показателей качества нефти 702

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти 702 — техническое средство с номером в госреестре 78490-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 702. 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 702 .

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 702 .

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
78490-20
НаименованиеСистема измерений количества и показателей качества нефти 702
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.№ 702
НазначениеСистема измерений количества и показателей качества нефти № 702 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
ОписаниеПринцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей объемного расхода, преобразователей плотности, температуры и давления. Выходные сигналы преобразователей 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 производства. 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 измерительных линий; - блока измерений показателей качества нефти; - системы обработки информации. СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций: - автоматические измерения объема нефти в рабочем диапазоне расхода; - автоматизированные измерения массы нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода; - автоматические измерения температуры, давления (избыточное, дифференциальное), плотности, вязкости нефти и объемной доли воды в нефти; - измерения давления нефти с применением показывающих средств измерений давления; - проведение контроля метрологических характеристик и поверки преобразователей расхода турбинных HTM модели HTM10 и преобразователя объема жидкости лопастного Smith Meter с ДУ 16" модели М16 с применением установки поверочной; - проведение контроля метрологических характеристик преобразователей расхода турбинных HTM модели HTM10 с применением преобразователя объема жидкости лопастного Smith Meter с ДУ 16" модели М16; - автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ; - вычисления массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовых долей воды, механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в испытательной лаборатории; -автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; - ручное и автоматическое управление запорной и регулирующей арматурой; - защита информации от несанкционированного доступа; - регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов. В составе СИКН применены следующие основные средства измерений: - преобразователи расхода турбинные HTM модели HTM10, регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту – регистрационный номер) 56812-14; - преобразователи плотности и расхода CDM модификации CDM100Р, регистрационный номер 63515-16; - преобразователи плотности и вязкости FVM, регистрационный номер 62129-15; - преобразователи давления измерительные 3051 моделей 3051Т, регистрационный номер 14061-15; - датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р, регистрационный номер63889-16; - расходомер-счетчик ультразвуковой Optisonic 3400, регистрационный номер57762-14; - влагомеры поточные модели L, регистрационный номер 56767-14; - контроллеры измерительные FloBoss S600+, регистрационный номер 57563-14; - манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3, регистрационный номер 17159-14; - преобразователь объема жидкости лопастной Smith Meter с ДУ 16" модели М16*, регистрационный номер 12749-00; - преобразователи измерительные серии MTL5500 моделей MTL5532, MTL5541 регистрационный номер 39587-14; - преобразователи измерительные постоянного тока в напряжение TBR-08, регистрационный номер 73139-18; - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900, регистрационный номер 45108-10. Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в контроллерах измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту – ИВК) и компьютерах автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1. Уровень защиты ПО средний в соответствии с Р 50.2.077 - 2014. Таблица 1- Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОLinuxBinary.appPR-TPU.dllPR_ММ.dllМNetto.dll
Номер версии (идентификационный номер ПО)06.26а---
Цифровой идентификатор ПО0х2287B565B717AF38FAC68E897D17
Алгоритм вычисления цифрового идентификатораCRC16CRC32CRC32CRC32
Метрологические и технические характеристикиОсновные метрологические и технические характеристики СИКН, в том числе показатели точности и физико-химические показатели измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3. Таблица 2 – Метрологические характеристики СИКН
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений расхода, м3/чот 300 до 8000
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 СИКН и физико-химические показатели измеряемой среды
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных линий, шт.8 (пять рабочих, две резервных,одна контрольно-резервная)
Избыточное давление нефти, МПа - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимоеот 0,2 до 1,6 0,2 1,9
Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в режиме измерений - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик0,2 0,4
Режим работы СИКНнепрерывный
Параметры измеряемой среды:
- измеряемая среданефтьпо ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
- температура, °С от +1 до +30
- плотность при температуре измеряемой среды +15 оС, кг/м3от 855 до 890
- плотность при температуре измеряемой среды +20°С, кг/м3от 850 до 885
- вязкость кинематическая, мм2/с (сСт)от 5 до 50
- массовая доля воды, %, не более1,0
- массовая доля механических примесей, %, не более0,05
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более900
- давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более66,7 (500)
- содержание свободного газане допускается
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц380±38, трехфазное 220±22, однофазное 50±1
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристикиЗначение
Условия эксплуатации: - температура воздуха в помещениях блока измерений показателей качества нефть и операторной, °С, не менее - температура воздуха на площадке блока измерительных линий, °С+5 от -30 до +45
Срок службы, лет, не менее10
КомплектностьКомплектность СИКН приведена в таблице 4. Таблица 4 – Комплектность СИКН
НаименованиеОбозначениеКоличество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 702, заводской № 702-1 шт.
Инструкция по эксплуатации-1 экз.
Методика поверкиМП 0965-14-20191 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 0965-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 702. Методика поверки», утвержденномуФГУП «ВНИИР» 25.10.2019. Основные средства поверки: - рабочий эталон 2-го разряда (установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта РФ от 07.02.2018 № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,10 % и диапазоном расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки ПР, входящих в состав СИКН, в рабочем диапазоне измерений; - эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда в соответствии с ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов»; - рабочий эталон единицы частоты 4 разряда в соответствии с ГПС, утвержденной приказом Росстандарта от 31 июля 2018 г. № 1621. 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 № 702 Приказ Минэнерго России от 15 марта 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 № 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» ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
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: 8 (4012) 310-728 Факс: 8 (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: 8 (843) 272-70-62 Факс: 8 (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.310592 от 24.02.2015 г.