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 параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Нет данных, ГРСИ 52783-13
Номер госреестра:
52783-13
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
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 № 49969
об утверждении типа средства измерений
лист № 1
всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой
на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП
"ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (далее – система) предназначена для авто-
матических измерений массы и параметров нефти сырой при проведении внутрихозяйственного
учета.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы сырой нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные
электрические сигналы с 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 узла измерительных
линий (УИЛ), узла измерений параметров нефти сырой (далее - УИК), узла подключения пере-
движной поверочной установки, раздельных закрытых систем дренажа учтенной и неучтенной
нефти, системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредст-
венно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией
на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех измерительных линий (двух рабочих и одной контрольно-
резервной) измерительных каналов массы сырой нефти, температуры, давления, объемной доли
воды в сырой нефти в которые входят следующие средства измерений:
– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 в комплекте с изме-
рительными преобразователями 2700 (далее – СРМ), Госреестр № 13425-06;
– термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированными выходными
сигналами ТСПУ модели 65-644, Госреестр № 27129-04;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
– влагомер поточный модели F (далее – ВП), Госреестр № 25603-03;
– измерительно - вычислительный контроллер OMNI-6000, Госреестр № 15066-09, сви-
детельство ФГУП «ВНИИМ
им. Д.И. Менделеева» об аттестации
алгоритма и программного
обеспечения средств измерений № 2301-05м-2009 от 15 октября 2009 г.;
– автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы с аттестованным про-
граммным обеспечением "Rate АРМ оператора УУН" свидетельство ФГУП ВНИИР о метроло-
гической аттестации программного обеспечения № 182101-08 от 24.10.2008 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений типа МПТИ, Госреестр № 26803-06;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.
Для проведения поверки СРМ используется передвижная поверочная установка с пре-
делами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,11 %.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может
повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты.
лист № 2
всего листов 6
Схема установки пломб, несущих на себе
оттиски поверительных клейм, на фланцах
СРМ представлена ниже
Схема нанесения оттиски поверительных клейм на пломбировачную мистику нанесен-
ную на винт
с чашкой на задней панели контроллера измерительно-вычислительного OMNI-
6000 представлена ниже
На стекло или на мастику, нанесенную на шляпку соединительного винта с пломбиро-
вочной чашкой на корпусе манометра для точных измерений типа МПТИ, или на пломбу, уста-
новленную на контровочной проволоке, пропущенной через отверстие стопорного винта крыш-
ки и специального отверстия на выступе крышки, наносят оттиск поверительного клейма или
наклеивают наклейку на стыке корпуса и крышки
лист № 3
всего листов 6
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительно-вычислительный
OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, комплекс измерительно-вычислительный и управляющий
на базе PLC «Allen Bradley», Госреестр № 42664-09, и операторские станции на базе ПО «RATE
АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 182101-08)
обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значи-
мую и метрологически незначимую части. Наименования ПО и идентификационные данные
указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Наименование
ПО
Идентификационное на-
именование ПО
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) ПО
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора ПО
24.75.01
EBE1
«Rate АРМ оператора УУН»
РУУН 2.1-07 АВ
1.5.0.1
По ГОСТ Р 34.11
Цифровой иден-
тификатор ПО
(контрольная
сумма испол-
няемого кода)
ПОконтроллера
измерительно-
вычислительного
OMNI 6000
Алгоритмывычисленийи
программа обработки резуль-
татов измерений объема и
массы нефти и нефтепродук-
тов, определения метрологи-
ческих характеристик преоб-
разователя расхода
По ГОСТ Р 34.11-
94 «Информаци-
онная технология.
Криптографиче-
ская защита ин-
формации. Функ-
ция хэширования»
ПО «RATE АРМ
оператора УУН»
7cc3c6f61
e77643578b3dd
b1b5079a0b7e
f1d5921e5789ffd40e
261c6718ecce
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-
ние его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации,
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 введения логина и пароля, ведения журнала событий, доступ-
ного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользовате-
лист № 4
всего листов 6
ля закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обес-
печивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реа-
лизованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал
событий, 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». И МИ 3286-2010 «Рекоменда-
ция. Поверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях
средств измерений в целях утверждения типа».
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в
таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Количество измерительных линий, шт.
5°С
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Рабочий диапазон расхода, т/ч
Значение характеристики
нефть сырая
От 100 до 450
3 (2 рабочих,
1 контрольно-резервная)
От 1,2 до 3,2
От 10 до 25
85
± 0,75
± 1,50
± 0,2
± 0,5
Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, ºС
Массовая доля воды, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объем-
ной доли воды в измеряемой среде, %:
при измерении в диапазоне от 0 % до 75 %
при измерении в диапазоне св. 70 % до 100 %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений темпе-
ратуры измеряемой среды, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давле-
ния измеряемой среды, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений мас-
сы сырой нефти, %
Средний срок службы системы, не менее
Режим работы системы
± 0,25
10 лет
Постоянный,
автоматизированный
Параметры электропитания:
– напряжение переменного тока, В
380 (3-х фазное, 50 Гц)
220±22 (однофазное,
50 Гц)
24 (постоянного тока)
От минус 38 до 32
От 18 до 25°С
Климатические условия эксплуатации системы:
Температура окружающего воздуха, °С:
– на наружной площадке
– в помещениях, где установлено оборудование системы, не
менее
– в помещении операторной
– относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено
оборудование системы, %
– относительная влажность окружающего воздуха, %
– атмосферное давление, кПа
От 45 до 80
От 45 до 85
От 84 до 106
лист № 5
всего листов 6
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации типографским
способом. Рядом со знаком утверждения типа, указывается номер и дата выдачи свидетельства об
утверждении типа.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП
"ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", 1 шт., заводской № 01;
– инструкция по эксплуатации системы;
– инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на вы-
ходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика поверки".
Поверка
осуществляется по инструкции "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти
сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика
поверки", утвержденной ФГУП "ВНИИР" в декабре 2010 г.
Основные средства поверки:
– установка эталонная массоизмерительная мобильная "МЭМУ", верхний предел изме-
рений расхода 400 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений
± 0,11 %;
– передвижная поверочная установка 1-го разряда, пределы допускаемой относитель-
ной погрешности измерений ± 0,05 %;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур
от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
– 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 количест-
ва импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10
8
имп;
– калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон измерений от 0 до 206
Бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Допускаетсяприменятьсредстваизмеренийсаналогичнымиилилучшими
метрологическими характеристиками средств измерений перечисленных выше.
Сведения о методиках (методах) измерений
Для измерения массы сырой нефти применяют прямой метод динамических измерений массы
сырой нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений ко-
личества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП «ЛУКОЙЛ-УСИНСКНЕФТЕГАЗ»
ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ» (свидетельство об аттестации № 106/2301-(01.00250-2008)-2011, атте-
стована ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 16.02.2011).
лист № 6
всего листов 6
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количе-
ства и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз"
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".
1
ГОСТ
8.510-2002 "ГСИ. Государственная
поверочная схема для
средств измерений
объема и массы жидкости".
2 ГОСТ Р 8.615-2005 "ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтя-
ного газа. Общие метрологические и технические требования".
3 МИ 2693-2001 Рекомендация. "ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой
нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения".
4 Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на вы-
ходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика поверки".
Изготовитель
ООО "ИМС Индастриз"
Юридический адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А
Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А
Тел.: (495) 221-10-50, факс: (495) 221-10-51.
Банковские реквизиты: ООО "ИМС Индастриз"
ИНН/КПП 7736545870/773601001
Р/с 40702810100170117000
В КБ "ЛОКО-БАНК" (ЗАО) г. Москва
к/с 30101810500000000161
БИК 044585161
ОКПО 97243614
ОГРН 5067746599927
Сведения об испытательном центре
Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) Федеральное госу-
дарственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт рас-
ходометрии" (ФГУП ВНИИР)
Юридический адрес: 420088, Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А
Почтовый адрес: 420088, Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А
Тел.: (843) 272-70-62, 299-70-52 факс: (843) 272-00-32, 299-70-52 , e-mail:
Аттестат аккредитации № 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 |
| 83667-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Котельниково | Обозначение отсутствует | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 53931-13 | Дозиметры многофункциональные для контроля эксплуатационных параметров медицинских рентгеновских диагностических аппаратов | TNT 12000 | Фирма "FLUKE Biomedical" (Подразделение компании "Fluke Electronics Corporation"), США | 1 год | Перейти |
| 40297-08 | Система автоматизированного учета массы сжиженного углеводородного газа на УПСГ ОРП НСП-22 Южного ЦДНГ ОАО "Саратовнефтегаз" | Нет данных | ОАО "Саратовнефтегаз", г.Саратов | 1 год | Перейти |
| 35726-07 | Приборы для измерений шероховатости поверхности | MarSurf XR 20 | Фирма "Mahr GmbH", Германия | 2 года | Перейти |
| 48869-12 | Приборы контрольные для измерения параметров респираторов и аппаратов искусственной вентиляции легких | УКП-7 | Филиал "Военизированный горноспасательный отряд Урала" ФГУП "Военизированная горноспасательная часть", г.Екатеринбург | 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