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 "Основная схема учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ" Нет данных, ГРСИ 53528-13
Номер госреестра:
53528-13
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти "Основная схема учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО НПП "ГКС", г.Казань
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 437
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 50789
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти
«Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета
СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» (далее – система) предназначена для
автоматизированных измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении
приемо-сдаточных операций между ОАО «Верхневолжскнефтепровод» и ЗАО «Рязанская
НПК».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических
измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразова-
телей расхода жидкости, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей
температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на
соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет
массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектиро-
ванной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного про-
изводства и состоящей из блока измерительных линий, блока фильтров, системы сбора и обра-
ботки информации, системы дренажа, блока измерений показателей качества нефти (далее -
БИК), стационарной поверочной установки, узла регулирования расхода и давления, узла отбо-
ра проб, узла подключения передвижной поверочной установки.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в
соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
16128-10
52638-13
15642-96
Система состоит из трех измерительных каналов объема (объемного расхода) нефти, а
также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, объемного расхода
нефти в БИК и системы сбора и обработки информации, в которые входят средства измерений,
указанные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1
Тип средства измерений
Наименование средства измерений
зарегистрирован в Госу-
дарственном реестре
средств измерений под №
39539-08
14061-99
14061-04
14061-10
32854-09
15644-96
Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (далее –
преобразователи расхода)
Датчики температуры 644, 3144Р
Преобразователи давления измерительные 3051
Преобразователи давления измерительные 3051
Преобразователи давления измерительные 3051
Датчики давления Метран - 150
Преобразователь плотности измерительный модели 7835
Преобразователь плотности жидкости измерительный моделей
7835
Преобразователь плотности и вязкости измерительный модели
7827
Лист № 2
Всего листов 6
Наименование средства измерений
15642-01
38623-11
Окончание таблицы 1
Тип средства измере-
ний зарегистрирован в
Государственном рее-
стре средств измере-
ний под №
15645-96
15645-01
1844-63
26803-11
303-91
29099-05
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный
модели 7827
Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951
Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951
Манометры для точных измерений типа МТИ
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4
Расходомер жидкости ультразвуковой «Fluxus»
Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (свидетельство
о метрологической аттестации программного обеспечения №
01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011)
Блоки обработки данных «VEGA-03»
Контроллеры программируемые Simatic S7-400
20498-00
15773-11
Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода
применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную ВНР-1900 «Вэдьэпсер»
(Венгрия) II-го разряда, заводской trial 80799, аттестат испытания №6256/1980.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может
повлиять на результаты измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соот-
ветствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств
измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей
качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss S600+, основное
и резервное автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора (свидетельство ФГУП ВНИ-
ИР о метрологической аттестации алгоритмов и программы обработки результатов измерений
№ 225014-12 от 11.09.2012) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено
на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процеду-
ры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображе-
ние 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 (не связанные с из-
мерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные
данные указаны в таблице 2.
Лист № 3
Всего листов 6
Номер
версии ПО
Цифровой иден-
тификатор
ПО (контрольная
сумма)
LinuxBinary.app
06.09е/09е
mass_netto.pas
-
Т а б л и ц а 2
НаименованиеИдентификационное
ПО наименование ПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
0259CRC 16
Операционная
система FloBoss
модели S600+
(рабочий и ре-
зервный)
АРМ оператора
БИЛ СИКН №
437 «ГКС РАС-
ХОД НТ БИЛ»
(основное и ре-
зервное)
7673463cCRC 32
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 дисплее контрол-
лера измерительного FloBoss S600+ и дисплее компьютера АРМ оператора. Часть этой струк-
туры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представля-
ет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по метрологически 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-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 «C» по МИ 3286-2010 «Рекоменда-
ция. Проверка 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 3.
Т а б л и ц а 3
Наименование характеристики
Значение характеристики
Измеряемая среда
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть.
Общие технические условия»
Диапазон измерений расхода, м
3
/ч
Количество измерительных линий, шт.
Диапазон измерений плотности, кг/м
3
От 409 до 3944
3
От 865,5 до 885,5
Лист № 4
Всего листов 6
Диапазон измерений кинематической вязкости,
мм
2
/с (сСт)
От 14 до 36
Диапазон измерений температуры измеряемой
среды, ºС
От плюс 3,8 до плюс 18,7
Массовая доля воды, %, не более
1,0
Пределы допускаемой относительной погрешно-
сти системы при измерении массы брутто измеряемой
среды, %
± 0,25
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
системы при измерении плотности измеряемой среды,
кг/м
3
± 0,3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
системы при измерении температуры измеряемой среды,
°С
± 0,2
± 1,0
Пределы допускаемой приведенной погрешности
системы при измерении давления измеряемой среды, %
± 0,5
Режим работы
Средний срок службы системы, не менее
Плюс 15
От 30 до 80
От 55 до 98
Диапазон измерений давления в системе, МПаОт 0,2 до 0,6
Пределы допускаемой основной приведенной по-
грешности системы при измерении вязкости измеряемой
среды, %
Непрерывный
10 лет
Параметры электропитания:
– напряжение переменного тока
380 В, трехфазное, 50 Гц
280 В, однофазное, 50 Гц
От минус 41 до плюс 38
Климатические условия эксплуатации системы:
– температура окружающего воздуха, °С
– температура воздуха в помещениях, где уста-
новлено оборудование системы, °С, не менее
– относительная влажность воздуха в помещени-
ях, где установлено оборудование системы, %
– относительная влажность окружающего возду-
ха, %
– атмосферное давление, кПа
От 84 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета
СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ», заводской № 437, 1 шт.;
–инструкция по эксплуатации основной схемы учета (ОСУ) системы измерений
количества и показателей качества (СИКН) нефти № 437, 1 экз.;
– руководство пользователя АРМ оператора, 1 экз.;
Лист № 5
Всего листов 6
– документ МП 0030-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского
РНУ». Методика поверки», 1 экз.;
– паспорт, 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0030-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань»
Рязанского РНУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 06 декабря 2012.
Основные средства поверки:
– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900 «Вэдьэпсер»
(Венгрия) II-го разряда диапазон расхода измеряемой среды от 190 до 1900 м
3
/ч, пределы
допускаемой относительной погрешности ± 0,1;
– калибратор температуры модели АТС 157 В с внешним эталонным датчиком STS100
A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 45 °С до 155 °С, пределы допускаемой
основной абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
– установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м
3
, пределы
допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м
3
;
калибратор давления MC5-R-IS, диапазон измерений
10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности
– многофункциональный
избыточного давления от 0 до
± (0,015 % ИВ + 0,01% ВПИ);
– 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.
Сведения о методиках (методах) измерений
Для измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений,
изложенный в документе МИ 0520-2012 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой
измерений количества и показателей качества нефти №437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ
ОАО «Верхневолжскнефтепровод»(свидетельство об аттестации методики измерений
№ 01.00257-2008/208014-12 от 31.08.2012, код регистрации в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012. 13321).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измере-
ний количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437
НПС «Рязань» Рязанского РНУ»
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 ме-
тодикам выполнения измерений»;
3. Техническая документация общества с ограниченной ответственностью «Научно-
производственное предприятие «ГКС».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
- осуществление торговли.
Лист № 6
Всего листов 6
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие
«ГКС»
Юридический адрес: 420107, РТ, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50
Фактический и почтовый адрес: 420111, РТ, г. Казань, ул. Московская, д. 35
Тел (843) 221-70-00, факс (843) 221-70-01
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) Федеральное госу-
дарственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт рас-
ходометрии» (ФГУП ВНИИР)
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:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
«____» ___________ 2014 г.
М.п.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 47499-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ОАО "Фортум" филиал Аргаяшская ТЭЦ | Нет данных | ОАО "Фортум", г.Челябинск | 4 года | Перейти |
| 76283-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская | Нет данных | ООО "Велес", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 65382-16 | Система измерительная автоматизированная диспетчерского контроля и управления | АСДКУ ССВ | Северная станция водоподготовки АО "Мосводоканал", г.Москва | 3 года | Перейти |
| 70565-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская | Нет данных | АО "Мобильные газотурбинные электрические станции", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 40323-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Свердловэнерго" | Нет данных | ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва | 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