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 № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО "РН-Пурнефтегаз" (Временная СИКН) Нет данных, ГРСИ 51337-12
Номер госреестра:
51337-12
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО "РН-Пурнефтегаз" (Временная СИКН)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 48328
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
измерений количества и показателей
Тарасовского месторождения ООО
качества нефти № 564 на ЦПС
«РН-Пурнефтегаз» (Временная
Система
(ЦППН)
СИКН)
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН)
Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН) (далее – система)
предназначена для:
– измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений,
– измерения технологических и качественных параметров нефти,
– отображения (индикации) и регистрации результатов измерений,
при учетных операциях сдаваемой нефти ООО "PH - Пурнефтегаз" в систему магист-
ральных нефтепроводов Ноябрьского УМН ОАО «Сибнефтепровод» ОАО “АК "Транснефть"
на ПСП «Тарасовский».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электриче-
ские сигналы со счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы из-
мерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто
нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, скомплектованной из компонентов серийного отечественного и импортного произ-
водства, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных ли-
ний, блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), блока фильтров, узла под-
ключения стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы обработки информа-
ции и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте
эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее
компоненты.
Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных
каналов массы (массового расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, темпера-
туры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в
которые входят следующие средства измерений:
– счетчики расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 (далее – СРМ), тип за-
регистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 45115-10;
– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, тип зарегистриро-
ван в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Государственном рее-
стре средств измерений под №14557-10;
– расходомер UFM 3030, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств изме-
рений под № 32562-09;
– преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Государствен-
ном реестре средств измерений под № 14061-10;
– датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств из-
мерений под № 39539-09.
В систему обработки информации (СОИ) системы входят:
– комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», тип зарегистрирован в Государ-
ственном реестре средств измерений под № 19240-11, свидетельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.
Менделеева» о метрологической аттестации программного обеспечения № ПО-2550-04-2011 от
14.01.2011;
лист № 2
всего листов 5
– автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного
обеспечения «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической ат-
тестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Госу-
дарственном реестре средств измерений под № 26803-11;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, тип зарегистрирован в Госу-
дарственном реестре средств измерений под № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических изме-
рений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-
щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– автоматическое измерение объемной доли воды;
– автоматическое измерение плотности нефти;
– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с примене-
нием контрольного СРМ;
– проведение поверки и КМХ СРМ с применением трубопоршневой поверочной уста-
новки и преобразователя плотности;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализа-
цию нарушений установленных границ;
– защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Идентификацион-
Наименование ПОное наименование
ПО
тор УУН»
тора УУН» РУУН
2.3-11 АВ
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО
системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая
хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку,
хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического про-
цесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процеду-
ры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами
(несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и
идентификационные данные указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Номер версии Цифровой иденти- Алгоритм вычис-
(идентифика- фикатор ПО (кон- ления цифрового
ционный но- трольная сумма ис- идентификатора
мер) ПОполняемого кода)ПО
Trial, нефтепро-
ПО комплекса измери- дукты. Преобразо-
тельно-вычислительногователи массового352.02.0114С5D41ACRC32
ИМЦ-03 расхода
РХ.352.02.01.00 АВ
ПО
а
«RATE APM опера-
«Rate АРМ опера-
2.3.1.1B6D270DBCRC32
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение
его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, за-
щиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ-
оператора системы управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры,
относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет со-
бой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
лист № 3
всего листов 5
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-
тановленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-
крыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечи-
вается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализо-
ванных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал со-
бытий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены
от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и
преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекоменда-
ция. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях
средств измерений в целях утверждения типа».
Измеряемая среда
Количество измерительных линий, шт.
От 2 до 25
3,9
4,0
± 0,3
± 0,05
± 0,2
± 0,5
± 0,25
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Рабочий диапазон расхода измеряемой среды, т/ч
Нефть по ГОСТ Р 51858-
2002 «Нефть. Общие тех-
нические условия»
От 40 до 420
3 (2 рабочих, 1 контрольно-
резервная)
От 750 до 950
Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды при
20 °С и избыточном давлении, равном нулю, мм
2
/с (сСт)
От 10 до 40
0,5
Верхний предел рабочего диапазона избыточного давления изме-
ряемой среды, МПа
Максимальное расчетное избыточное давление измеряемой среды,
МПа
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, ºС
Массовая доля воды, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плот-
ности измеряемой среды, кг/м
3
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измере-
ний объемной доли воды в измеряемой среде, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измере-
ний температуры измеряемой среды, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений дав-
ления измеряемой среды, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, %
Средний срок службы системы, не менее
10 лет
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом. При этом указывают номер свидетельства об утверждении типа системы и
дату его выдачи.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН)
Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН), 1 шт., заводской
№ 01;
лист № 4
всего листов 5
– инструкция по эксплуатации системы;
– инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 564
на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН).
Методика поверки».
Поверка
осуществляется в соответствии с инструкцией «ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-
Пурнефтегаз» (Временная СИКН). Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 23 марта
2012 г.
Основные средства поверки:
– трубопоршневые поверочные установки (стационарная или передвижная) с пределами
допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %;
–комплексизмерительно-вычислительный«ИМЦ-03»пределыдопускаемой
относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение
массы нефти
±
0,04 %;
– устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и
нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы
постоянного тока
±
3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной
погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов
±
5×10
-4
в диапазоне
от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений
количества импульсов в пачке
±
2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10
8
имп.;
– установка пикнометрическая с диапазоном измерений от 600 до 1100 кг/м
3
и пределами
допускаемой абсолютной погрешности
±
0,10 кг/м
3
;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от
минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
– калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления с
нижним пределом воспроизведения давления 0 бар, верхним пределом воспроизведения
давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от
верхнего предела измерений; внешний модуль давления с нижним пределом воспроизведения
давления 0 бар, верхним пределом воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой
основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений количества
и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-
Пурнефтегаз» (Временная СИКН) (свидетельство об аттестации методики измерений №
219/2550-(01.00250-2008)-2011), зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений под номер ФР.1.29.2012.11-634.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измере-
ний количества и показателей качества trial № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского ме-
сторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН)
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 Техническая документация 0476.00.00.000 «Система измерений количества и показате-
лей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-
Пурнефтегаз» (Временная СИКН)».
3 Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти
№ 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная
СИКН)». Методика поверки».
лист № 5
всего листов 5
4. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-
дикам выполнения измерений».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций, выполне-
ние работ по расфасовке товаров.
Изготовитель
ООО «ИМС Индастриз»
Адрес местонахождения: 105568, г. Москва, ул. Челябинская, д. 19, корп. 4, офис 3
Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д.47А
Тел.: 8 (495) 221-10-50, факс 8 (495) 221-10-50
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) Федеральное государ-
ственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расхо-
дометрии» (ФГУП ВНИИР)
Адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А
Тел.: 8 (843) 272-70-62, факс: 8 (843) 272-00-32, e-mail:
Регистрационный номер 30006-09.
Ф.В.Булыгин
Заместитель руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииМ.П.
«____» ___________ 2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 33626-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ООО "Тобольск-Нефтехим" | Нет данных | ООО "Тобольск-Нефтехим", г.Тобольск | 4 года | Перейти |
| 41538-09 | Система измерений расхода и количества бензина каталитического крекинга на базе счетчика-расходомера массового кориолисового ROTAMASS мод. RCCS 39 и комплекса измерительно-вычислительного CENTUM мод. CS3000R3 | Нет данных | ЗБ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 45337-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Белгородской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 31320-06 | Анализаторы электрической сети и качества электроэнергии универсальные | System IWK | Фирма "Enetech Ing.-Buro Dr.Rosenhof", Германия | 1 год | Перейти |
| 70178-18 | Система автоматизированная налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны | Нет данных | ООО "Красноленинский НПЗ", г.Нягань | 1 год | 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