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 № 626 Нет данных, ГРСИ 51430-12
Номер госреестра:
51430-12
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 626
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 518/2012
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 48361
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 626
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 626 (далее – система)
предназначена для:
- измерений массы брутто нефти прямым методом динамических измерений;
- измерений технологических и качественных параметров нефти;
- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений, при компаундирова-
нии нефтью Тэбукской группы ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и при
проведении учетных операций по сдаче нефти ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУ-
КОЙЛ-Коми» в систему магистральных нефтепроводов ОАО «СМН» (ОАО «АК «Транс-
нефть») на УКСН ПСП «Ухта».
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
назначения, скомплектованной из компонентов серийного отечественного и импортного про-
изводства, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных
линий, блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), стационарной трубопорш-
невой поверочной установки, места для подключения передвижной поверочной установки,
системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществле-
ны 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, вязко-
сти, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного рас-
хода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 (далее – СРМ), тип
зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 45115-10;
– преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистриро-
ван в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
– преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829, тип зарегист-
рирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Государственном рее-
стре средств измерений под № 14557-10;
– установка поверочная стационарная трубопоршневая Прувер С-280-40-0,05 (далее –
ТПУ), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 23465-02;
– расходомер-счетчик ультразвуковой многоканальный УРСВ «ВЗЛЕТ МР», тип заре-
гистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 28363-04;
– преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Государствен-
ном реестре средств измерений под № 14061-10;
– датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств
измерений под № 39539-08.
– преобразователи давления AUTROL мод. AРТ3100, тип зарегистрирован в Государ-
ственном реестре средств измерений под № 37667-08
лист № 2
всего листов 5
В систему обработки информации (СОИ) системы входят:
– измерительно-вычислительный комплекс «OCTOPUS-L» («ОКТОПУС-Л»), тип заре-
гистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 43239-09, свидетельство
ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации программного обеспечения № 11504-12 от
06.07.2012;
– автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного
обеспечения «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической
аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011;
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений МТИ 1216, тип зарегистрирован в Государствен-
ном реестре средств измерений под № 1844-63;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, тип зарегистрирован
в Государственном реестре средств измерений под № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматизированное измерение массы брутто нефти прямым методом динамических
измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, вязкости и плотности нефти;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-
щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– автоматизированное измерение объемной доли воды;
– автоматизированное измерение плотности нефти;
– автоматизированное измерение вязкости нефти;
– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с приме-
нением контрольного СРМ;
– проведение поверки и КМХ СРМ с применением ТПУ 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.
Наименование ПО
Идентификацион-
ное наименование
ПО
плекс«OCTOS-L»
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, проце-
дуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройст-
вами (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 вы-
(идентифика- фикатор ПО (кон- числения циф-
ционный но-трольная сумма ис- рового иденти-
мер) ПО полняемого кода)фикатора ПО
ПОизмерительно-
вычислительный
PU
ком-
Formula.o6.05DFA87DACCRC32
(«ОКТОПУС-Л»)
тора УУН»
«Rate АРМ опера-
ПО «RA
T
E APM опер
а
-
тора УУН» РУУН2.3.1.1B6D270DBCRC32
2.3-11 АВ
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение
его соответствия утвержденному типу осуществляется путем разделения, идентификации, за-
щиты от несанкционированного доступа.
лист № 3
всего листов 5
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.
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
закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспе-
чивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реали-
зованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал
событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защище-
ны от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамерен-
ных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Ре-
комендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испы-
таниях средств измерений в целях утверждения типа».
± 0,3
± 0,05
± 0,2
± 0,5
± 0,25
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в табли-
це 2.
Т а б л и ц а 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Измеряемая среда
Расход измеряемой среды, т/ч
Количество измерительных линий, шт.
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические
условия»
От 40 до 100
3 (2 рабочих, 1 контрольно-
резервная)
От 870,8 до 937,1
От 110 до 600
От 0,1 до 1,6
От плюс 40 до плюс 70
0,5
Не допускается
Плотность измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м
3
Кинематическая вязкость измеряемой среды, мм
2
/с (сСт)
Диапазон измерений давления, МПа
Температура измеряемой среды, ºС
Массовая доля воды, %, не более
Содержание свободного газа, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измере-
ний плотности измеряемой среды, кг/м
3
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности
измерений объемной доли воды в измеряемой среде, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств
измерений температуры измеряемой среды, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измере-
ний давления измеряемой среды, %
Пределы допускаемой относительной погрешности изме-
рений массы брутто нефти, %
Средний срок службы системы, лет, не менее
10
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы ти-
пографским способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти № 626, 1 шт., заводской
№ 518/2012;
лист № 4
всего листов 5
– инструкция по эксплуатации системы;
– инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти
№ 626. Методика поверки».
Поверка
осуществляется в соответствии с инструкцией МП 51430-12 «ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 626», утвержденной ФГУП ВНИИР 5 июля 2012 г.
Основные средства поверки:
– установка поверочная стационарная трубопоршневая Прувер С-280-40-0,05 (далее –
стационарная ТПУ), с верхним пределом диапазона измерений 280 м
3
/ч и пределами
допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
– 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 ООО «ИМС Индастриз» с диапазоном измерений от 650
до 1100 кг/м
3
и пределами допускаемой абсолютной погрешности
±
0,10 кг/м
3
;
– вискозиметр Штабингера SVM 3000, пределы допускаемой относительной погрешно-
сти измерений вязкости в диапазоне от 0,2 до 3 мПа·с составляет 0,5 %, от 3 до 10000 мПа·с –
0,5 %, в диапазоне свыше 10000 мПа·с – 1,0 %;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур
от минус 24 °С до плюс 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
– калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон измерений от 0 до
20,6 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025% от верхнего предела
измерений;
– влагомер эталонный лабораторный товарной нефти ЭУДВН-1л, пределы допускаемой
абсолютной погрешности измерений объемной доли воды ± 0,03 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в «ГСИ. Масса нефти. Система измерений количества и
показателей качества нефти № 626 Ярегского месторождения, поступающей на УКСН ПСП
«Ухта» для компаундирования нефтью Тэбукской группы ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз»
ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-
2008/107014-12, зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений под номер ФР.1.29.2012.12465.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 626:
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти
№ 626. Методика поверки».
3. 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 обеспе-
чения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.
лист № 5
всего листов 5
Изготовитель
ООО «ИМС Индастриз»
Адрес местонахождения: 105568, г. Москва, ул. Щербаковская, д. 53, корп. 15
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 |
| 79343-20 | Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа со счётчиками газа ультразвуковыми Flowsic 600 и счетчиками газа КТМ600 РУС технологических объектов сбора и подготовки нефти ПАО "СН-МНГ" | ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз", г.Мегион | 2 года | Перейти | |
| 46957-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ФГУП ЦНИИ КМ "Прометей" | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 34232-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири". Измерительно-информационный комплекс НПС "Орловка" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 71242-18 | Системы измерений длительности соединений | СИДС MangoSwitch | ООО "Манго Телеком", г.Москва | 2 года | Перейти |
| 79019-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МСК Энерго" для энергоснабжения бизнес-центра "САММИТ" | ООО "Энергосистемы", 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