Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система измерений количества и показателей качества нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга" Нет данных, ГРСИ 49366-12
Номер госреестра:
49366-12
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 198
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 45881
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 732 на нефтеба-
зе "Усть-Луга"
Назначение типа средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) № 732 на неф-
тебазе "Усть-Луга" (далее – система) предназначена для автоматизированных измерений мас-
сы и показателей качества нефти на нефтебазе "Усть-Луга" "Балтийской трубопроводной сис-
темы. БТС-2".
Описание средства измерений
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроек-
тированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного
изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте экс-
плуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее
компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамиче-
ских измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода турбинных и преобразо-
вателей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода турбинных, температуры,
давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на
соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600, который преобразует их
и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из основного блока измерительных линий (четыре измерительные
линии), обеспечивающих при параллельном включении необходимый объёмный расход при
динамических измерениях массы, резервного блока измерительных линий (четыре измери-
тельные линии), предназначенных для использования при отказе основной измерительной ли-
нии, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией для
поверки и контроля метрологических характеристик преобразователя расхода жидкости тур-
бинного MVTM, двух блоков измерений показателей качества нефти (измерения температу-
ры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти).
Особенностью конструкции системы является использование резервного блока изме-
рительных линий, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измеритель-
ной линией для работы с СИКН № 104, СИКН № 731, СИКН № 732, расположенных на тер-
ритории нефтебазы Усть-Луга.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM, тип средства измерений за-
регистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип средства из-
мерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, тип
средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под
№ 15642-06;
- вычислители расхода жидкости и газа модели 7951, тип средства измерений зареги-
стрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15645-06
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип средства измерений зарегистрирован в
Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип средства измерений зарегистри-
рован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип средства измерений
зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-05, с измери-
Лист № 2
всего листов 5
тельными преобразователями 644, тип средства измерений зарегистрирован в Государствен-
ном реестре средств измерений под № 14683-09;
- манометры для точных измерений типа МТИ, тип средства измерений зарегистри-
рован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип средства измерений заре-
гистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, тип средства измерений
зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 23520-07;
- контроллеры измерительные FloBoss S600, тип средства измерений зарегистрирован
в Государственном реестре средств измерений под № 38623-08.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и объёмного расхода нефти в
рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли во-
ды в нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы
брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых со-
лей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, вязкости, объем-
ной доли воды в нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установ-
кой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Идентификацион-тификатор ПО
мого кода)
ПОонный номер)рового иденти-
Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss S600 и в
автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора СИКН № 732. ПО обеспечивает реали-
зацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологи-
чески незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществ-
ляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений
параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вто-
рая хранит процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и перифе-
рийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-
ние его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения, идентифика-
ции, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице
Номер версии
Цифровой иден-
Алгоритм вы-
Наименование
ное наим
е
нов
а
ние
(идентификаци-
(
контрольная
числения циф-
ПО
ПО
сумма исполняе-
фикатора
П
О
FloBoss S600
05.33_
ПО контроллера
измерительногоvxworks
f
e
b_16_2007
2942CRC16
№ 732
ПО
ПО АРМ опера-
тора СИКН
"O
Z
NA-Flow"
v 2.174CB64B8CRC32
ПО имеет:
- свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений контроллера измерительного
FloBoss S600 № 15510114-06, выданное ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г.;
- свидетельство об аттестации автоматизированного рабочего места оператора
("OZNA-Flow") № 40014-11, выдано ФГУП ВНИИР 31.03.2011 г.
Лист № 3
всего листов 5
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и
установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для
чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользо-
вателя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы
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. ПО системы имеет уровень защиты C (в
соответствии с МИ 3286–2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и
определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).
Метрологические и технические характеристики
Измеряемая среда
От 800 до 12000
От 830 до 870
От 2 до 60
± 0,2
± 0,5
± 0,36
± 1,0
± 0,05
± 0,25
Наименование характеристики
Значение характеристики
Нефть по ГОСТ Р 51858–2002 "Нефть.
Общие технические условия"
Объёмный расход системы при динамических изме-
рениях массы, м
3
/ч
От 0 до 40
1,9
Температура измеряемой среды, ˚С
Максимальное давление в системе, МПа, не более
Плотность измеряемой среды при температуре 20˚С
и избыточном давлении, равном нулю, кг/м
3
1,0
Кинематическая вязкость измеряемой среды при
температуре 20˚С, сСт
Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности сис-
темы при измерении температуры, ˚С
Пределы допускаемой приведенной погрешности
системы при измерении давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности сис-
темы при измерении плотности, кг/м
3
Пределы допускаемой приведенной погрешности
системы при измерении кинематической вязкости, %
Пределы допускаемой основной абсолютной по-
грешности системы при измерении объемной доли
воды, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
системы при измерении массы брутто нефти, %
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструк-
ции по эксплуатации системы типографским способом.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Количество
Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и показателей качества нефти
№ 732 на нефтебазе "Усть-Луга". Заводской № 198
Руководство по эксплуатации системы измерений количества и пока-
зателей качества нефти № 732 ООО "Спецморнефтепорт Усть-Луга"
Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей каче-
ства нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга". Методика поверки", ут-
вержденная ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г.
Лист № 4
всего листов 5
Поверка
осуществляется по документу МП 49366-12 "Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга". Методика
поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г.
Перечень основных средств поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный
расход 4000 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от
700 до 1100 кг/м
3
, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м
3
;
- контроллер измерительный FloBoss S600, пределы допускаемой относительной по-
грешности при вычислении расхода, объёма, массы ± 0,01 %;
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон
воспроизводимых температур от минус 27 ˚С до155 ˚С, пределы допускаемой абсолютной по-
грешности ± 0,04 ˚С;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и
нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений си-
лы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относитель-
ной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5×10
-4
% в
диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведе-
ний количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10
8
имп.;
- установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 700 до
1100 кг/м
3
, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м
3
;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объ-
ёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности
±0,02%;
- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры
капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %,
0,008 %, 0,007 % соответственно;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолют-
ного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизве-
дения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего
предела измерений.
Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже
указанных.
Сведения о методиках (методах) измерений
В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти.
Методика измерений приведена в "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измере-
ний количества и показателей качества нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга", зарегистри-
рована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под но-
мером ФР.1.29.2011.10310.
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистемеизмерений
количества и показателей качества нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга"
1. ГОСТ 8.510–2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости".
2. ГОСТ Р 8.595–2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к ме-
тодикам выполнения измерений".
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций, выполнение работ по расфа-
совке товаров.
Лист № 5
всего листов 5
Изготовитель
ООО "НПП "ОЗНА - Инжиниринг"
Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, проспект С. Юлаева, д. 89.
Тел. (347) 292-79-10, 292-79-11, 292-79-13, факс (347) 292-79-15.
Е-mail:
.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии". Регистрационный номер 30006-09.
Юридический адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А.
Тел. (843) 272-70-62, факс 272-00-32, e-mail
.
Заместитель
руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.п."
"
2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 69806-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ КС-3 | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 31632-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Шексна" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 70102-17 | Анализаторы параметров качества электрической энергии | PQM-702T, PQM-703, PQM-710, PQM-711 | Фирма "Sonel S.A.", Польша | 2 года | Перейти |
| 84026-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЭМЗ-ЭНЕРГО" по объекту ООО "ЗКК" | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизация Комплект Учет Проект" (ООО "АКУП"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 50687-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Белкамнефть" | Нет данных | ООО "Росэнергосервис", г.Владимир | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений