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 № 246 на ПСП "Байтуган" ООО "БайТекс" Нет данных, ГРСИ 52454-13
Номер госреестра:
52454-13
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП "Байтуган" ООО "БайТекс"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "РосНефтеКомплект", г.Лениногорск
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0095-08
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49567
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 246
на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байту-
ган» ООО «БайТекс» (далее – система) предназначена для автоматических измерений массы
брутто и показателей качества нефти при учетно-расчетных операциях между ООО «БайТекс»
и ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы брутто нефти с помощью кориолисовых преобразователей массового расхо-
да. Выходные электрические сигналы с кориолисовых преобразователей массового расхода
поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который
преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный
экземпляр измерительной
системы целевого
назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, бло-ка
измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), ста-
ционарной трубопоршневой поверочной установки (далее – ТПУ), блока подключения пере-
движной трубопоршневой поверочной установки (далее – передвижной ТПУ), блока подклю-
чения передвижной трубопоршневой поверочной установки на базе эталонных преобразова-
телей массового расхода (далее – передвижная ПУ), системы обработки информации и систе-
мы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуа-
тации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компо-
ненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервного) измерительных каналов
массы брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, дав-
ления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые
входят следующие средства измерений:
– счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с изме-
рительными преобразователями серии 2700 (далее – СРМ), Госреестр № 13425-06;
– преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее – ПП), Гос-
реестр № 15644-06;
– преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, Госре-
естр № 15642-06;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр № 14557-01;
– счетчик нефти турбинный, Госреестр № 26776-08;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99;
– термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным
сигналом ТСПУ модели 65-244, Госреестр № 14684-00.
В систему обработки информации системы входят:
– контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 с функцией резервирования,
Госреестр № 15066-09, свидетельство № 2301-05м-2009 об аттестации алгоритмов и про-
граммного обеспечения от 15 октября 2009 г.
– автоматизированные рабочие места оператора системы на базе комплекса программ-
ного Flow Sys, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения авто-
матизированного рабочего места оператора № 622014-06 от 19.07.2008 г.;
– контроллер программируемый логический PLC Modicon, Госреестр № 18649-09.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63;
Лист № 2
всего листов 5
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических из-
мерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-
щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего и резервного
СРМ с применением ТПУ и ПП;
– проведение поверки СРМ с применением ТПУ и ПП или с применением передвиж-
ной ТПУ и ПП, или с применением передвижной ПУ;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнали-
зацию нарушений установленных границ;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Наименование ПО
SE-2 EthV.
1.55.0
Revision No
24.74.30
EPROM Checksum
DCF6
API 11.1 (2004)
SE-2 EthV.
1.55.0
Revision No
24.74.30
EPROM Checksum
DCF6
API 11.1 (2004)
Flow Sys
-
-
-
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительно-вычислительные
OMNI-6000, комплекс программный Flow Sys автоматизированного рабочего места операто-
ра) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически
значимую и метрологически не значимую части. Первая
хранит все процедуры, функции и
подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу
результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентифи-
кацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодейст-
вия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные 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
Идентифика-
ционное на-
именование
ПО
Номер версии
(идентификаци-
онный номер)
ПО
Цифровой идентифи-
катор ПО (контроль-
ная сумма исполняе-
мого кода)
Алгоритм вычис-
ления цифрового
идентификатора
ПО
ПО измерительно-
вычислительного контроллера
OMNI-6000 (основной)
ПО измерительно-
вычислительного контроллера
OMNI-6000 (резервный)
ПО комплекса программного
Flow Sys автоматизированно-
го рабочего места оператора
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-
ние его соответствия утвержденному типу, осуществляется
путем:
разделения, идентифика-
ции, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе опера-
торской станций 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, доступно-го
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
Лист № 3
всего листов 5
событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защи-
щены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднаме-
ренных и
преднамеренных изменений соответствует уровню защиты
«С» по МИ 3286-2010
«Рекомендация. Проверка защиты программного
обеспечения и
определение ее уровня при
испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Наименование характеристики
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таб-
лице 1.
Т а б л и ц а 1 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Измеряемая среда
Количество измерительных линий, шт.
Значение
характеристики
Нефть по ГОСТ Р 51858-
2002 «Нефть. Общие тех-
нические условия»
2 (1 рабочая,
1 резервная)
от 15 до 80
От 879 до 910
От 20 до 40
От 0,3 до 4,0
от 5 до 40
0,5
0,05
300
± 0,3
± 1,0
± 0,05
± 0,2
± 0,5
± 0,25
Не допускается
Непрерывный
Диапазон измерений расхода, т/ч
Диапазон измерений плотности, кг/м
3
Диапазон измерений вязкости, мм
2
/с
Диапазон измерений давления, МПа
Диапазон измерений температуры,
°
С
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотно-
сти измеряемой среды, %
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений дина-
мической вязкости измеряемой среды, %
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измере-
ний объемной доли воды в измеряемой среде, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений
температуры измеряемой среды, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давле-
ния измеряемой среды, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений мас-
сы брутто нефти, %
Содержание свободного газа
Режим работы системы
Параметры электропитания:
– напряжение переменного тока, В
380, 50 Гц
220, 50 Гц
От минус 36 до 40
От 5 до 30
Климатические условия эксплуатации системы:
– температура окружающего воздуха, °С
– температура воздуха в помещениях, где установлено оборудова-
ние системы, °С
– относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено
оборудование системы, %
– относительная влажность окружающего воздуха, %
– атмосферное давление, кПа
От 45 до 80
От 45 до 80
От 84 до 106
Лист № 4
всего листов 5
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 № 246 на ПСП «Байту-
ган» ООО «БайТекс», 1 шт., заводской № 0095-08;
– инструкция по эксплуатации системы;
– «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №
246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс». Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 52454-13«Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс».
Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 19 декабря 2011 г.
Основные средства поверки:
– стационарная установка трубопоршневая «Сапфир», диапазон измерений объемного
расхода от 10 до 100 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % при
поверке с применением передвижной ТПУ;
– контроллер измерительно-вычислительный OMNI-6000, пределы допускаемой
относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения
массы нефти
±
0,005 %, коэффициента преобразования
±
0,025 %;
– 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 пределами допускаемой абсолютной погрешности
измерений плотности
±
0,10 кг/м
3
в диапазоне плотности от 600 до 1100 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 –
нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления
1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего
предела измерений; внешний модуль
давления – нижний предел воспроизведения давления 0
бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной
погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика выполне-
ния измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП
«Байтуган» ООО «БайТекс» (свидетельство
об аттестации
МВИ
№ 36014-09 от 02 февраля
2009 г.).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе изме-
рений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «Бай-
Текс»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 Техническая документация 0011.00.00.000 «Система измерений количества и показа-
телей качества нефти № 246 на Байтуганской УПН».
Лист № 5
всего листов 5
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «РосНефтеКомплект»
Юридический адрес: РТ, г. Лениногорск, ул. Вокзальная, дом 15.
Почтовый адрес: РТ, г. Лениногорск, ул. Вокзальная, дом 15.
Тел./факс: (85515) 527-68, 508-37 (85573) 902-35
Заявитель
ООО
«Технологические системы и оборудование» (ООО «ТСО»), 125057, г. Москва,
ул. Новопесчаная, д.8, корп.1. Тел./факс: (495) 363-48-19.
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) Федеральное госу-
дарственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт
расходометрии» (ФГУП ВНИИР)
Юридический адрес: Россия, РТ, 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 метрологии
М.П.«____» ___________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 68810-17 | Система измерений количества и показателей качества нефти УПСВ Протозановского месторождения ООО "РН-Уватнефтегаз" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 80896-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ЧЭС | Филиал ОАО "Сетевая компания" Чистопольские электрические сети, 422980, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Чистополь, ул. К. Маркса, 36 | 4 года | Перейти | |
| 34465-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Сибнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Сатарино" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 38547-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ЗАО "Лиговский 54" гостиничный комплекс "ИБИС" | Нет данных | ОАО "Энергоучет", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 58494-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Черномортранснефть" по ПК "Шесхарис" площадка "Шесхарис" | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", 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