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 на НПС-21 "Сковородино" трубопроводной системы "Восточная Сибирь-Тихий океан" Нет данных, ГРСИ 51865-12
Номер госреестра:
51865-12
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 "Сковородино" трубопроводной системы "Восточная Сибирь-Тихий океан"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Аргоси", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 2012-001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 48844
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21
«Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21
«Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан» (далее - СИКН)
предназначена для автоматизированных измерений массы, объемного расхода и показателей
качества нефти при учетных операциях на выходе НПС между подпорной и магистральной
насосной станциями.
Описание средства измерений
СИКНпредставляетсобойединичныйэкземпляризмерительнойсистемы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и
импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на
объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными
документами ее компонентов.
ПринципдействияСИКНоснованнаиспользованиикосвенногометода
динамического измерений массы брутто нефти с помощью турбинных преобразователей
объемного расхода жидкости и преобразователей температуры, давления, плотности,
вязкости, объемной доли воды в нефти. Выходные сигналы измерительных преобразователей
по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который
преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нём алгоритму.
В состав системы входят:
- блок измерительных линий (далее – БИЛ), имеющий шесть рабочих измерительных линий
ИЛ№1, ИЛ№2, ИЛ№3, ИЛ№4, ИЛ№5 и ИЛ№6, параллельная работа которых обеспечивает
необходимое значение объёмного расхода при динамических измерениях массы брутто нефти,
две резервные измерительные линии ИЛ№7 и ИЛ№8, используются при отказе рабочих изме-
рительных линий, одну контрольно-резервную измерительную линию ИЛ№9, которая ис-
пользуется как резервная и для контроля метрологических характеристик преобразователя
расхода жидкости турбинного.
-блок измерений показателей качества нефти (далее – БИК), предназначенный для измерений
показателей качества температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в
нефти.
В СИКН применены следующие средства измерений:
– преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM Ду 250, тип средства
измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 16128-10;
– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, тип средства
измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
– преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, тип
средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №
15642-06;
– влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип средства измерений зарегистрирован в
Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
– преобразовательдавленияизмерительный3051,типсредстваизмерений
зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;
– термопреобразователь сопротивления платиновый 65, тип средства измерений
зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-11, с
измерительным преобразователем 3144, тип средства измерений зарегистрирован в
Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;
Лист № 2
всего листов 5
CRC 16
Система измерения коли-
чества нефти и нефтепро-
дуктов и их параметров
V 1.2.xxx
cddf26d22dfoc095bc3df44bb
cdc426c
MD5
– манометр избыточного давления для точных измерений типа МП160,
тип средства
измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 28544-05
– термометрлабораторныйстеклянныйТЛ-4,типсредстваизмерений
зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;
– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, тип средства измерений
зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 20054-06;
– контроллер измерительный 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
воды в нефти;
– вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы
брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых
солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;
– автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, вязкости,
объемной доли воды в нефти;
– защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа
установкой паролей разного уровня доступа;
– регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss
S600 и в автоматизированных рабочих местах (АРМ) операторов системы. ПО 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 процесса, а также защиту и идентификацию ПО
системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с
операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями
параметров технологического процесса).
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и
обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения,
идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО, реализованные в контроллере измерительном
FloBoss S600+ и АРМы операторов, приведены в таблице
Наименование ПО
Идентифика-
ционное на-
именование
ПО
НомерЦифровой
версии идентифика-
ПО тор ПО
(контроль-
ная сумма)
Алгоритм вы-
числения
цифрового
идентифика-
тора ПО
LinuxBi-
nary.app
06.09e0259
ПОконтроллераизмерительного
FloBoss S600
ПО Автоматизированное рабочее ме-
сто (АРМ) оператора СИКН (основ-
ное)
ПО АРМ оператора СИКН (резервное)
ПО АРМ оператора ХАЛ
ПО АРМ оператора СИКН местного
диспетчерского пункта (МДП) (основ-
ное)
ПО АРМ оператора СИКН (МДП) (ре-
зервное)
Лист № 3
всего листов 5
Программное обеспечение имеет:
- свидетельство ГЦИ СИ ОАО «Нефтеавтоматика» о метрологической аттестации
программного обеспечения № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 контроллеров измери-
тельных модели FloBoss S600+ фирмы «Emerson Process Management Ltd».
- свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения № 19801-12
«Система измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров»
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
пользователя 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
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Диапазон объёмного расхода системы, м
3
/ч
Диапазон температура измеряемой среды, ˚С
Давление измеряемой среды в системе, МПа, не более
Диапазон плотности измеряемой среды в рабочем диа-
пазоне температур, кг/м
3
Значение характеристики
Нефть по ГОСТ Р 51858–2002
"Нефть. Общие технические условия"
от 600 до 9200
от минус 8,5 до плюс 40
2,5
от 815 до 885
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды
в рабочем диапазоне температур, мм
2
/с
от 5 до 50
0,5
± 0,2
± 0,065
Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности сис-
темы при измерении температуры, ˚С
Пределы допускаемой приведенной погрешности сис-
темы при измерении давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности сис-
темы при измерении плотности, кг/м
3
± 0,3
1,0
± 0,05
± 0,25
Пределы допускаемой приведенной погрешности сис-
темы при измерении вязкости, %
Пределы допускаемой основной абсолютной погреш-
ности системы при измерении объемной доли воды, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
системы при измерении массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
системы при измерении массы нетто нефти, %
± 0,35
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы
типографским способом.
Лист № 4
всего листов 5
Количество
1 шт.
1 экз.
Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Ско-
вородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан»
Заводской № 2012-001
Паспорт системы измерений количества и показателей качества нефти на НПС-
21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан»
Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества неф-
ти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-
Тихий океан». Методика поверки"
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 51865-12 "Инструкция "ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной
системы «Восточная Сибирь-Тихий океан». Методика поверки", утвержденная ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИР» 16.08.2012 г.
Перечень основных средств поверки:
- двунаправленный шаровой прувер Daniel PROVER 30″ ANSI 300 (далее – ТПУ) с
диапазоном измерений от 190 до 1900 м
3
/ч, и пределами допускаемой относительной
погрешности: ±0,05 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от
300 до 1100 кг/м
3
, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м
3
.
- контроллер измерительный FloBoss S600+, пределы допускаемой относительной
погрешности при вычислении расхода, объёма, массы ± 0,01 %;
- 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 переносная, диапазон измерений плотности от 700 до
1100 кг/м
3
, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м
3
;
- калибратор давления типа АРС с верхним пределов измерения 35 бар в комплекте с пя-
тью модулями давления АРМ, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,025 %;
- калибратор температуры модели АТС 157В в комплекте с с термометром сопротивле-
ния платиновым STS 100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 45 °С до 200
°С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- установка поверочная для средств измерения динамической вязкости УПД-1-АТ с
пределами допускаемой относительной погрешности ±0,4% ;
- установка поверки (калибровки) влагомеров R-AT-MM/VL с пределами допускаемой
относительной погрешности ±0,03%.
Сведения о методиках (методах) измерений
В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти,
Методика измерений приведена в инструкции. "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино»
трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан», зарегистрирована в Федеральном
информационномфондепообеспечениюединстваизмеренийподномером
ФР.1.29.2012.13022.
Лист № 5
всего листов 5
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистемеизмерений
количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной
системы «Восточная Сибирь-Тихий океан»
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
методикам выполнения измерений.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществлени торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ЗАО "Аргоси"
Почтовый адрес: Россия 115054, г. Москва, Стремянный переулок, д. 38, 2 этаж
ИНН 7719606403
КПП 713501001
Заявитель
ООО «МЦЭ-Инжиниринг»
Почтовый адрес: Россия 125424, г. Москва, Волокамское ш., д. 73.
Тел/факс (495) 380-19-86
ИНН 773605779
КПП 773301001
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 метрологииФ.В. Булыгин
М.П."____"_______________ 2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 30327-05 | Системы измерений длительности соединений | СИДС Qualcomm IS-41/Alcatel 1000 E 10 | Фирма "Qualcomm Incorporated", США | 2 года | Перейти |
| 52302-12 | Устройства для измерений углов установки колес автомобилей | KDS 3D, VAS6767, EASY3D MB | Фирма "Beissbarth GmbH", Германия | 1 год | Перейти |
| 49964-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета газа, тепловой энергии и воды (АИИС КУ) Пермской ГРЭС-филиала ОАО "ОГК-1" | Нет данных | ООО "Энрима", г.Пермь | 1 год | Перейти |
| 71403-18 | Системы контроля параметров бурения (СКПБ) | infoDRILL | Фирма "Bentec GmbH Drilling & Oilfield Systems", Германия | 2 года | Перейти |
| 78666-20 | Устройства для измерений углов установки колес автомобилей | SNIPER WA90, SNIPER WA100 | Фирма "M&B Engineering S.R.L.", Италия | 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