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
Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН) Нет данных, ГРСИ 54044-13
Номер госреестра:
54044-13
Наименование СИ:
Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО НПП "Томская электронная компания", г.Томск
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
02.07.2018
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 51372
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов
(СИКН)
Назначение средства измерений
Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН)
предназначены для измерений массы и параметров (показателей качества) сырой, товарной
нефти и нефтепродуктов (далее - продукта) при учетных операциях.
Описание средства измерений
Принцип действия СИКН основан на методе динамических измерений объемного,
массового расхода, плотности, объемной доли воды, температуры, давления продукта в
трубопроводе с помощью
первичных
измерительных
преобразователей, преобразовании их в
электрические сигналы и вычислении объема и массы продукта.
СИКНявляетсяпроектно-компонуемымизделиемипредставляетсобой
измерительную систему вида ИС-2 (в соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002), построенную по
иерархическому принципу. СИКН состоит из:
1) измерительных компонентов: первичные измерительные преобразователи расхода,
давления,температуры,плотности,объемнойдоливоды,свободногои
растворенного газа; установки трубопоршневые, установки поверочные; весы;
мерники – нижний уровень;
2) комплексныхкомпонентов:контроллерыизмерительные,измерительно-
вычислительные комплексы и программируемые логические контроллеры – средний
уровень;
3) вычислительных компонентов: автоматизированное рабочее место оператора –
верхний уровень;
4) связующих и вспомогательных компонентов по ГОСТ Р 8.596.
Конструктивно СИКН состоят из комплекса технологического (КТ) и системы
обработки информации и управления (СОИ).
КТ содержит:
- блок измерительных линий (БИЛ);
- пробозаборное устройство;
- блок фильтров (БФ);
- блок измерений показателей качества (БИК);
- узел подключения к поверочной установке;
- блок поверочной установки (БПУ);
- блок средств эталонных (БСЭ).
СОИ состоит из:
- контроллеров измерительных, измерительно-вычислительных комплексов (ИВК);
- программируемых логических контроллеров (ПЛК);
- автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.
КТ располагается в блок-боксе, в сборно-модульном здании или на открытой площадке.
Конкретное исполнение СИКН (количество измерительных линий; алгоритмы обработки
результатов измерений и вычислений; комплектация БФ, БИК, БПУ, БСЭ, узлом подключения к
поверочной установке; категория размещения) определяются рабочим проектом на СИКН.
В СИКН реализованы алгоритмы вычислений массы товарной нефти и нефтепродуктов,
регламентированные ГОСТ Р 8.595-2004, РМГ 100-2010 и документом «Рекомендации по
Лист № 2
Всего листов 12
определению массы нефти при учётных операциях с применением систем измерений количества и
показателей качества нефти» (утв. приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69) и
алгоритмы вычислений массы сырой нефти, регламентированные МИ 2693.
Структурная схема СИКН представлена на рисунке 1. Внешний вид СИКН представлен
на рисунках 2-3.
В состав СИКН входят средства измерений (СИ), приведенные в таблице 1.
Блок
фильтров
Входной
коллектор
Измерительная
линия 1…10
БИК
Средний уровень
ИВКПЛК
Верхний уровень
АРМ оператора
СОИ
Нижний уровень
КТ
БИЛ
ПТ ППД ПТ ПД ПР ПТ ПД ПТ ПД ПР ПТ ПД ПП ПВ ПБ
Выходной
коллектор
ПТ – преобразователь температуры; ПД – преобразователь давления; ППД – преобразователь
перепада давления; ПР – преобразователь расхода; ПП- поточный плотномер; ПВ – поточный
влагомер; ПБ – пробозаборное устройство
Рисунок 1
Рисунок 2 – Внешний вид БИКРисунок 3 – Внешний вид КТ, размещенного в
блок-боксе
Лист № 3
Всего листов 12
Таблица 1
Наименование СИ
Пределы допускаемой основной погрешности СИ
№ по Гос.
реестру СИ
d
= ±0,5; ±1,0 %
d
= ±0,15; ±0,25 %
d
= ±0,15 %
d
= ±0,15 %
32562-09
11735-06
26776-08
5638-02
d
= ±0,1; ±0,15; ±0,2 %
45115-10
d
= ±0,2; ±0,1 %
d
= ±0,2; ±0,1 %
Преобразователи объемного расхода
Расходомеры UFM 3030
Расходомеры жидкости турбинные типов PTF и PNF
Счётчики нефти турбинные МИГ
Счетчики турбинные НОРД-М
Счетчики-расходомеры массовые
Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации DS,
DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG050, H, LF)
Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC2
Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC3
Расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS 2010/2300 исп.
S100, S150, S250
Q
Z
d
= ±(0,10+
s
×
100 ) %
m
42546-09
39686-08
42550-09
Расходомеры-счетчики массовые SITRANS F C
ç÷ç÷
èøèø
æöæö
QQ
52346-12
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS
Q
ii
d
= ± (0,10)
2
+
ç
Z
s
×
100
÷
2
; ± (0,15)
2
+
ç
Z
s
×
100
÷
2
%
mm
d
= ±0,1; ±0,1
+
0,01
×
(
Q
max
/
i
)
;
±0,1
+
0,05
×
(
Q
max
/
Q
)
; ±0,2
+
0,01
×
(
Q
max
/
Q
)
%
50998-12
d
= ±0,05; ±0,10; ±0,15; ±0,2; ±0,25 %
Расходомеры массовые Promass
Счётчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTАMASS мод.
RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR
Q
Z
d
= ±(0,1+
s
×
100) %
m
15201-11
27054-09
Cчётчики-расходомеры массовые МИР
QQ
ZZ
48964-12
Счётчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак
d
= ±(0,1±
s
×
100); ±(0,2±
s
×
100 ) %
mm
d
= ±0,2; ±0,25 %
47266-11
Преобразователи температуры
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65
D
= ±(0,15+0,002
×|
t
|
); ±(0,3+0,005
×|
t
|
)
°
C
22257-11
Лист № 4
Всего листов 12
Наименование
Пределы допускаемой основной погрешности СИ
Датчики температуры Rosemount 248
Преобразователи измерительные Rosemount 248
Датчики температуры 644, 3144Р
№ по Гос.
реестру СИ
49085-12
48988-12
39539-08
Преобразователи измерительные ATT 2100
Термопреобразователи сопротивления серий TR, TF
39546-08
47279-11
D
= ±0,2
°
C;
g
= ±0,1 %
D
= ±0,2
°
C;
g
= ±0,1 %
D
= ±0,1; ±0,15
°
C;
g
= ±0,02; ±0,03 %
D
= ±0,16; ±0,17
°
C
D
= ±(0,1+0,0017
×|
t
|
); ±(0,15+0,002
×|
t
|
);
±(0,3+0,005
×|
t
|
)
°
C
g
= ±0,03; ±0,04 %
D
= 0,14
°
С
50958-12
25470-03
D
= ±(0,2+0,002
×|
t
|
)
°
C
g
= ±0,25; ±0,5; ±1,0 %
51742-12
21968-11
g
= ±0,25; ±0,5; ±1,0 %
46437-11
D
= ±0,2
°
С
303-91
g
= ±0,065; ±0,075; ±0,04; ±0,1 %
g
= ±0,2 %
g
= ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,25; ±0,5 %
14061-10
37667-08
45743-10
Преобразователи вторичные T мод. T32.1S, T32.3S
Преобразователи измерительные серии YTA моделей YTA110,
YTA310, YTA320
Датчики температуры CTR-ALW, CTU-ALW
Термопреобразователи с унифицированнымвыходным сигналом
Метран-270, Метран-270-Ех
Термопреобразователи с унифицированнымвыходным сигналом
ТСМУ 014, ТСМУ 015, ТСПУ 014, ТСПУ 015
Термометры
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4
Преобразователи давления
Преобразователи давления измерительные 3051
Преобразователи давления AUTROL модели AРT3100, AРT3200
Преобразователи давления измерительные Sitrans P типа 7MF (DSIII,
DSIII PA, DSIII FF, P300, Р300 PA, P300 FF, Z, ZD, Compact, MPS,
P250, Р280)
Датчики давления Метран-150
Преобразователи давления измерительные EJA
Преобразователи давления измерительные EJX
Преобразователи давления измерительные ЭЛЕМЕР-АИР-30
Датчики давления ЭЛЕМЕР-100
g
= ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,5 %
g
= ±(0,065 - 0,6) %
g
= ±(0,025 - 0,6) %
g
= ±0,1; ±0,2; ±0,4 %
g
= ±0,1; ±0,15; ±0,25; ±0,5; ±1 %
32854-09
14495-09
28456-09
37668-08
39492-08
Лист № 5
Всего листов 12
Наименование
Пределы допускаемой основной погрешности СИ
g
= ±0,075; ±0,10; ±0,16; ±0,3; ±0,5 %
№ по Гос.
реестру СИ
48825-12
g
= ±1,5 %
4041-93
g
= ±0,4; ±0,6; ±1,0 %
26803-11
g
= ±0,25; ±0,5; ±0,6 %
17159-08
Преобразователи давления измерительные APC, APR, PC, PR
Манометры
Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие
сигнализирующие ДМ 2005Сг, ДВ 2005Сг, ДА 2005Сг,
ДМ2005Сг1Ех, ДВ2005Сг1Ех, ДА2005Сг1Ех
Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие для
точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ
Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3
Поточные влагомеры
Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ
Влагомеры сырой нефти ВСН-2
Влагомеры нефти поточныеУДВН-1пм
42678-09
24604-12
14557-10
D
= ±0,05; ±0,1; ±0,2; ±0,5; ±1 %
D
= ±0,2; ±1,0; ±1,5 %
D
= ±0,05; ±0,08; ±0,1; ±(0,1+0,01
×
W);
±(0,1+0,015
×
W) %
D
= ±0,05; ±0,1; ±0,15;±0,2; ±1,00;±1,50%
D
= ±0,05; ±0,08; ±0,15 %
46359-11
28239-04
D
= ±0,3; ±0,5; ±1,0 кг/м
3
;
D
= ±0,15; ±0,35 кг/м
3
20270-12
52638-13
d
= ±0,01 %
14661-08
Влагомеры поточные моделей L и F
Влагомеры нефти микроволновые МВН-1
Поточные плотномеры
Плотномеры Плот-3
Преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835,
7845, 7847
ИВК
Контроллеры измерительные ROC/FloBoss (мод. ROC 306, 312, 364,
809, 827; FloBoss 103, 104, 107, 107Е, 407, 503, 504, 553)
Контроллеры измерительные FloBoss мод. S600, S600+
Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК
Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК-09
Комплексы измерительно-вычислительныеОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)
d
= ±0,01 %
d
= ±0,05 %
d
= ±0,05 %
d
= ±0,05; ±0,025 %
38623-11
44582-10
48147-11
43239-09
Лист № 6
Всего листов 12
Наименование
Пределы допускаемой основной погрешности СИ
d
= ±0,06; ±0,1; ±0,2 %
№ по Гос.
реестру СИ
22753-12
Комплексы измерительно-вычислительныесбора и обработки
информациисистем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS»
(«ОКТОПУС»)
Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000
Комплексыизмерительно-вычислительныеИМЦ-03
Комплексы измерительно-вычислительные ВЕКТОР-02
Комплексы измерительно-вычислительные СУРГУТ-УНм
d
= ±0,025; ±0,005 %
d
= ±0,01; ±0,04 %
d
= ±0,05; ±0,025 %
d
= ±0,025 %
15066-09
19240-11
43724-10
25706-08
СИ для определения свободного и растворенного газа
Приборы УОСГ
D
= ±0,1; ±0,04 МПа;
±0,2
×
10
-6
; ±0,4
×
10
-6
; ±0,5
×
10
-6
; ±1,0
×
10
-6
; ±2,0
×
10
-6
м
3
16776-11
Поверочные установки, мерники и весы (блок средств эталонных)
Установки трубопоршневые Сапфир МН
Установки поверочные SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S и О
Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные OGSB
Установки поверочные CP, CP-M
Мерники металлические эталонные 1-го разряда серии «J»
Мерники металлические эталонные 1-го разряда «М»
Весы неавтоматического действия CAW, CAH
Весы платформенные SIW
Весы электронные К
d
= ±0,05; ±0,09 %
d
= ±0,05 %
d
= ±0,05; ±0,10 %
d
= ±0,05 %
d
= ±0,01; ±0,02; ±0,025 %
d
= ±0,02 %
Класс точности II или III по ГОСТ Р 53228-2008
D
= ±0,5; ±1,0; ±1,5 г
D
= ±0,25; ± 0,5; ± 0,75; ±1,5 г
41976-09
44420-10
44252-10
27778-09
44080-10
28515-09
52029-12
39794-08
45158-10
Примечания
1) В таблице использованы следующие условные обозначения: Z
s
- значение стабильности нуля для соответствующей модели
расходомера, кг/ч; Q
m
- текущее значение массового расхода, кг/ч; Q
max
– верхний предел диапазона измерений массового расхода
расходомера, кг/ч; Q
i
– значение измеренного массового расхода, кг/ч; W - значение измеренной объемной доли воды влагомером, %;
D
-
абсолютная погрешность;
g
- приведенная погрешность, %;
d
- относительная погрешность, %; t - измеренное значение температуры,
°
С.
2) Комплектация СИКН средствами измерений осуществляется с учетом требований заказчика и действующей нормативной
документации.
Лист № 7
Всего листов 12
СИКН выполняют следующие основные функции:
- вычисление объема продукта при рабочих условиях и приведение его к стандартным
условиям по каждой измерительной линии;
- вычисление массы брутто и массы нетто продукта;
- отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-85;
- измерение давления и температуры продукта по каждой измерительной линии;
- измерение объемной доли воды;
- измерение плотности при рабочих температуре и давлении.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется
в соответствии с МИ 3002-2006, РМГ 111-2011.
Программное обеспечение
Структура и функции программного обеспечения (ПО) СИКН:
1) встроенное ПО комплексных компонентов СИКН (ПО ИВК), зарегистрированных в
Государственном реестресредств измерений, осуществляет автоматизированный сбор
измерительной информации, ее обработку, отображение, вычисление массы продукта и
передачу данных на АРМ оператора;
2) ПО АРМ оператора функционирует на персональном компьютере и обеспечивает
выполнение следующих основных функций:
- отображение результатов измерений, состояния компонентов СИКН;
- выработку аварийных и предаварийных сигналов при выходе технологических
параметров за допустимые пределы;
- вычисление средневзвешенных значений технологических параметров;
- управление автоматическими пробоотборниками;
- управление исполнительными механизмами;
- поверка преобразователей расхода (ПР) на месте эксплуатации без нарушения
режима работы нефтепровода и процесса учета;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) СИ (преобразователей расхода,
плотности, объемной доли воды);
- формирование, архивирование и вывод на печать отчетных документов (протоколов
проведениях КМХ);
- архивацию, отображение и вывод на печать
графиков изменения технологических
параметров;
- защиту от несанкционированного доступа к функциям, способным повлиять на
достоверность измерений количества продукта.
На АРМ оператора устанавливают ПО:
- «Программное обеспечение «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации
№ 20902-11 от 27.12.2011 г. (выдано ФГУП «ВНИИР») и свидетельство об аттестации
алгоритмов вычислений РУУН 2.3-11 АВ программного комплекса номенклатуры «Rate»
№ 21002-11 от 27.12.2011 г. (выдано ФГУП «ВНИИР»);
- «Программное обеспечение АРМ оператора системы измерений количества и
показателей качества нефти «Визард СИКН», свидетельство об аттестации № АПО-209-13 от
26.05.2011 г. или № АПО-007-10 от 26.04.2010 г. (выданы ФГУП «ВНИИМС»);
- «Программныйкомплекс«Сургут-УНм»,свидетельствоометрологической
аттестации алгоритма
программного комплекса «Сургут-УНм» от 05.07.2012 г. (выдано ФБУ
«Тюменский ЦСМ»).
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АРМ оператора
СИКН приведены в таблице 2.
Лист № 8
Всего листов 12
2.3.1.1
В6D270DB
CRC32
MAIN.ASP
9.0
EF0A19F3
CRC32
Таблица 2
НаименованиеПО
ЦифровойидентификаторПО (хэш-код,
контрольнаясумма)
CAA0CAF77C2F95839BCC10725412F8B6
(модуль «ПоверкаПРпоТПУ»)
1
18EE0732CC8638CDD5BD624BC4331025
(модуль «КМХПРпоТПУ»)
2
4A76D349E3349AA8A3728631B17207D4
(модуль «КМХрабочегоПРпоконтрольному»)
2
BC84C17194F87A9CC55EF26C6493A0A0
(модуль «КМХППпоПП»)
2
F63567930709D8FF1343E4D90E64926D
(модуль «КМХППпоареометру»)
2
82F2D3B3A221DA4A4B698D1179FC5C28
(модуль «Процедурахеширования»)
F406BE76C8B55F8EAE8F681938840B1B
(модуль «ПоверкаПРпоТПУ»)
3
7AA426DA22BC75E2522B9FDCB54C4AA6
(модуль «ПоверкаПРпоТПУ»)
4
Программное обеспечение АРМ
операторасистемыизмерений
количестваипоказателей
качества нефти «ВизардСИКН»
Идентификационное
наименованиеПО
«ВизардСИКН»
Номер
версииПО
v.1/1/1/ХХХХ
v.2/1/2/ХХХХ
v.2/1/3/ХХХХ
v.2/1/4/ХХХХ
E4032260197995F52BEB01648EC4E7FC
(модуль «ПоверкаПРпоТПУ»)
5
Алгоритмвычисления
цифровогоидентификатораПО
MD5
Rate АРМоператора
УУН
Программныйкомлекс ПО
«Rate АРМоператораУУН»
Автоматизированноерабочее
местооператоранабазебраузера
IE в составеПО «Сургут-УНм»
Примечания:
1
– ПриповеркеПРпоМИ1974-2004 «ГСИ. Преобразователирасходатурбинные. Методикаповерки»;
2
– Припроведенииконтроляметрологическиххарактеристикподокументу «Рекомендациипоопределениюмассынефтиприучетныхоперацияхс
применениемсистемизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти» (утв. приказомМинпромэнерго№69 от31.03.2005 г.) (далее - Рекомендации);
3
– ПриповеркеПРпоМИ3151-2008 «ГСИ. Преобразователимассовогорасхода. Методикаповеркинаместеэксплуатациитрубопоршневойповерочной
установкойвкомплектеспоточнымпреобразователемплотности»;
4
– ПриповеркеПРподокументу «ГСИ. Счетчики-расходомерымассовые. Методикаповеркипередвижнойповерочнойустановкой «ПУМА»;
5
– ПриповеркеПРпоМИ3189-2009 «ГСИ. Счётчики- расходомерымассовыеMicro Motion фирмы"EmersonProcessManagement». Методикаповерки
комплектомтрубопоршневойповерочнойустановкиипоточногопреобразователяплотности»
Лист № 9
Всего листов 12
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО ИВК и ПО АРМ
оператора. Уровень защиты ПО АРМ оператора СИКН: «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среда – сырая нефть, товарная нефть, нефтепродукты.
Характеристики рабочей среды:
- температура,
°
С
- избыточное давление, МПа, не более
- кинематическая вязкость, мм
2
/с
- плотность в рабочих условиях, кг/м
3
от минус 10 до
плюс 80;
10;
от 1,5 до 200;
от 300 до 1600.
Товарная нефть должна соответствовать ГОСТ Р 51858-2002, ГОСТ 31378-2009.
Сырая нефть должна соответствовать следующим требованиям:
- объемная доля воды, %
- массовая доля механических примесей, %, не более
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
- массовая доля свободного газа, %, не более
- массовая доля растворенного газа, %, не более
от 0,01 до 90,00;
1,0;
4000;
5;
10.
от 25 до 400.
Условный диаметр измерительных линий, мм
Количество измерительных линий (с учетом контрольной, рабочей и
резервной) не более
10.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной
нефти и нефтепродуктов ± 0,25 %.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной
нефти и нефтепродуктов ± 0,35 %.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой
нефти приведены в таблице 3.
Таблица 3
Объемная доля воды в сырой нефти, %
от 0 до 5 включ.
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы нетто сырой нефти, %
± 1,0
св. 5 до 15 включ.
± 2,5
св. 15 до 35 включ.
± 4,0
св. 35 до 55 включ.
± 7,0
св. 55 до 70 включ.
± 10,0
св. 70 до 90 включ.
± 20,0
Электропитание СИКН:
- напряжение переменного тока, В:
а) для силовых цепей
б) для средств измерений
- частота переменного тока, Гц
от 342 до 418;
от 110 до 256;
от 49 до 51.
Лист № 10
Всего листов 12
Условия эксплуатации:
- температура воздуха при эксплуатации КТ, расположенного в
блок-боксе или сборно-модульном здании,
°
С
от минус 60 до плюс 50;
- температура воздуха при эксплуатации СОИ,
°
С
от 10 до 35;
- температура воздуха при эксплуатации средств измерений в КТ, расположенном:
а) на открытой площадке,
°
С
от минус 40 до плюс 45;
б) в блок-боксе или сборно-модульном здании,
°
С
от 5 до 45;
- атмосферное давление, кПаот 84 до 107;
- относительная влажность воздуха при 35
º
С и
более низких температурах без конденсации влаги, %95;
Среднее время наработки на отказ СИКН, ч, не менее20000.
Срок службы, лет, не менее10.
Знак утверждения типа
наносится на эксплуатационную документацию СИКН печатным способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность СИКН приведена в таблице 4.
1
Таблица 4
НаименованиеКол-во
1 Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН)
1
1
1
1
1
1
1
2 «Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов
(СИКН). Руководство по эксплуатации»
3 «Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов
(СИКН). Формуляр»
4 ОФТ.05.1564.00.00.00.00 МП «Инструкция. ГСИ. Системы измерений количества
сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Методика поверки» 5 Методика
измерений
6 Свидетельство об аттестации методики измерений
7 Ведомость эксплуатационных документов (ЭД)*
8 Комплект эксплуатационной документации на составные части в составе СИКН
согласно ведомости ЭД
9 Комплект разрешительной документации, в составе:
9.1 Копии сертификатов соответствия на СИКН и оборудование в составе СИКН
9.2 Копии разрешений на применение на СИКН и оборудование в составе СИКН
1
1
9.3 Копии свидетельств (сертификатов) об утверждении типа средств измерений на1
СИКН и СИ в составе СИКН
Примечание:
*
- Ведомость ЭД формируется для каждой СИКН индивидуально в соответствии с условиями
Заказчика.
Поверка
осуществляется по документу ОФТ.05.1564.00.00.00.00 МП «Инструкция. ГСИ. Системы
измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Методика поверки»,
утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Томский ЦСМ» в апреле 2013 г.
Лист № 11
Всего листов 12
Основные средства поверки:
–
средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке
первичных измерительных преобразователей;
–
устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры trial учета нефти и
нефтепродуктов«УПВА-Т»(основныеметрологическиехарактеристикиприведеныв
таблице 5);
–
установкатрубопоршневая1-го(2-го)разряда(основныеметрологические
характеристики приведены в таблице 5).
Наименование и тип
средства поверки
Основные метрологические характеристики
Таблица 5
Устройство для поверки
вторичной измерительной
аппаратуры узлов учета
нефти и нефтепродуктов
«УПВА-Т»
Диапазон формирования силы тока от 0,5 до 22,0 мА, пределы
допускаемой абсолютной погрешности при формировании тока
± 3 мкА;
Диапазон формирования частоты импульсных
последовательностей от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой
относительной погрешности при формировании периода
импульсных последовательностей ± 5
×
10
-4
%
Установка трубопоршневая
1-го (2-го) разряда
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
± 0,05 % (± 0,1 %)
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «Система измерений количества
сырой,
товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Руководство по эксплуатации».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам
измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН)
1. ГОСТ Р 8.595–2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений.
2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
3. ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкостей.
4. РМГ 100-2010 ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных
операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.
5. РМГ 111-2011 ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и
оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества
нефти.
6. ТУ 3667-1564-20885897-2011 Системы измерений количества сырой, товарной
нефти и нефтепродуктов (СИКН). Технические условия.
7. МИ 2693-2001 Рекомендация. ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой
нефти на нефтедобывающих предприятиях.
8. МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств
измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей
качества нефти и поверочных установок.
Лист № 12
Всего листов 12
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие
«Томская электронная компания» (ООО НПП «ТЭК»).
Юридический адрес: 634040, Россия, г. Томск, ул. Высоцкого, 33.
Телефон: (8 3822) 63-38-37, 63-39-54, факс (8 3822) 63-38-41, 63-39-63.
E-mail:
.
Испытательный центр:
ГЦИ СИ Федерального бюджетного учреждения «Государственный региональный
центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»).
Регистрационный номер 30113-08.
Юридический адрес: Россия, 634012, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
Телефон: (3822) 55-44-86, факс (3822) 56-19-61, 55-36-76
Е-mail:
Сайт:
.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по
техническому регулированию и
метрологииФ.В. Булыгин
М.п. «
»
2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 66216-16 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 607 ПСП "Белкамнефть" | Нет данных | ООО "СистемНефтеГаз" (СНГ), г.Октябрьский | 1 год | Перейти |
| 81822-21 | Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 709 | - | Акционерное общество "Транснефть - Метрология" (АО "Транснефть - Метрология"), г. Москва | 1 год | Перейти |
| 78988-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энергосбыт Брянск" (АО "Тюменский Бройлер") | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир | 4 года | Перейти | |
| 70138-18 | Система измерительная для стендовых испытаний воздушных стартеров вертолетов | СИСТ-62 | ООО "ПКЦ Системы ТРИАЛ", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 67478-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Древлянка | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), 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