49319-12: Система измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода "Горький-Ярославль" на ЛПДС "Ярославль" ООО "Балтнефтепровод" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода "Горький-Ярославль" на ЛПДС "Ярославль" ООО "Балтнефтепровод"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 49319-12
Производитель / заявитель: ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Скачать
49319-12: Описание типа СИ Скачать 487.8 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода "Горький-Ярославль" на ЛПДС "Ярославль" ООО "Балтнефтепровод" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №3 нефтепровода ┌Горький-Ярославль√ на ЛПДС ┌Ярославль√ ООО ┌Балтнефтепровод√ предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций по приему нефти от ОАО ┌Верхневолжскнефтепровод√ в ООО ┌Балтнефтепровод√ и сдаче нефти от ООО ┌Балтнефтепровод√ в ОАО ┌Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез√.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 49319-12
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода "Горький-Ярославль" на ЛПДС "Ярославль" ООО "Балтнефтепровод"
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2012
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика"
Адрес центра 420029, г.Казань, ул.Журналистов, 2а
Руководитель центра Немиров Михаил Семенович
Телефон ()
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 45858
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 173 от 26.03.12 п.07
Производитель / Заявитель

ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа

 Россия 

450005, Башкортостан, ул.50 лет Октября, 24, тел. (3472) 28-44-36, факс 28-44-11, тел/факс 28-80-98

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 49319-12
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 95
Найдено поверителей 27
Успешных поверок (СИ пригодно) 95 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

49319-12: Описание типа СИ Скачать 487.8 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №3 нефтепровода «Горький-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод» предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций по приему нефти от ОАО «Верхневолжскнефтепровод» в ООО «Балтнефтепровод» и сдаче нефти от ООО «Балтнефтепровод» в ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ООО «УралСофтПроект» (г. Уфа) из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

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

БИЛ состоит из трех рабочих и двух резервных измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

- преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N (№ 15427-01, № 15427-06);

- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-99, № 14061-10);

- преобразователь измерительный 644   (№   14683-00) в комплекте с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-01) либо датчик температуры 644 (№ 39539-08);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на входном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-01);

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 (№ 15642-01, № 15642-06);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (№ 14557-01);

- система смешивания и отбора проб Clif Mock;

- преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;

- ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-85.

В состав СОИ входят:

- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (Госреестр № 38623-11) со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;

- автоматизированные рабочие места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos»), оснащенного 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 объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);

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

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), содержания воды в нефти (%);

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

- поверку и контроль метрологических характеристик ПР по стационарной поверочной установке;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

Программное обеспечение

ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее -контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров №   01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 ОП ГНМЦ ОАО

«Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится ПО ПК «Cropos», выполняющее 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, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-030/07-2011 от 26.05.2011 ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».

В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;

- ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Лист № 3

Всего листов 4

Идентификационные данные программного обеспечения, входящего в состав СИКН:

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Идентификацио нный номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

АРМ оператора

ПК «Cropos»

1.0

A1C753F7

CRC32

Конфигурационный файл (основной контроллер)

Yarslvl3_bck

218

4a02

CRC16

Конфигурационный файл (резервный контроллер)

Yarslvl3_bck

218

4a02

CRC16

Технические характеристики

Рабочая среда                                        нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч                          от 350* до 4800

Рабочий диапазон температуры нефти, оС                                  от 5 до 40

Рабочий диапазон давления, МПа                                     от 0,25 до 0,50

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3                                 от 850 до 890

Рабочий диапазон вязкости кинематической нефти, сСт                    от 15 до 70

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры, оС

Пределы допускаемой приведенной погрешности

измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений объемной доли воды в нефти при измерении

влагомером, %

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти, %

* - при вязкости нефти от 43 до 65 сСт минимальное значение расхода составляет 400 м3/ч, при вязкости от 65 до 70 сСт - 500 м3/ч.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

1. Единичный экземпляр СИКН в составе: согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

2. Инструкция по эксплуатации СИКН.

3. Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода «Горький-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по Инструкции МП 49319-12 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода «Горький-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 26.08.2011 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

- плотномер МД-02 (Госреестр № 28944-08);

- установка для поверки влагомеров УПВ (ТУ 4318-021-25567981-2002);

- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода «Горький-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 05.08.2011 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.10769.

Нормативные документы

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

2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
4932-84
БАК2-97 Блоки регистрации
п/я В-8251, г.Дубна
Разрешен серийный выпуск до 01.01.1989
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №444 на ПСП ┌Кириши√ ООО ┌Балтнефтепровод√ предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций между ООО ┌Балтнефтепровод√ и ООО ┌ПО ┌Киришинефтеоргсинтез√.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная автоматизированного управления технологическими процессами нефтебазы в Нижегородской области, Кстовском районе ООО ┌ЛУКОЙЛВолганефтепродукт√ предназначена для автоматизации процессов приема, учета, хранения и отпуска нефтепроду...
Анализаторы моделей Torch и Fusion предназначены для измерения содержания общего, органического и неорганического углерода в ультрачистой воде ТЭС, очищенной, технологической и сточной водах.