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 № 450 на ППС АУНН ООО "Востокнефтепровод" Нет данных, ГРСИ 54416-13
Номер госреестра:
54416-13
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 на ППС АУНН ООО "Востокнефтепровод"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 450
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 51796
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 на ПСП
АУНН ООО «Востокнефтепровод»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 на ППС АУНН
ООО «Востокнефтепровод» (далее – система) предназначена для автоматических измерений
массы брутто и показателей качества нефти при учетно-расчетных операциях между
ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» и ООО «Востокнефтепровод».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических
измерений массы брутто нефти с помощью турбинных преобразователей объемного расхода и
преобразователей плотности жидкости. Выходные электрические сигналы с турбинных преоб-
разователей объемного расхода поступают на соответствующие входы измерительно-
вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реа-
лизованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров (БФ),
блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее –
БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной
трубопоршневой поверочной установки (далее – передвижная ТПУ), системы обработки ин-
формации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на
объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на сис-
тему и ее компоненты.
Система состоит из шести (пяти рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных
каналов объема нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, дав-
ления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые
входят следующие средства измерений:
– преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ250-2000N (далее – ТПР),
тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15427-06;
– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее – стационарная ТПУ)
фирмы «Daniel Measurement and Control Inc./Division of
Emerson Process Mаnagement», США,
тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 20054-06;
– преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистриро-
ван в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
– преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, тип за-
регистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Государственном рее-
стре средств измерений под № 14557-10;
– счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Государственном реестре
средств измерений под № 12186-02;
– преобразователи давления измерительные EJX, тип зарегистрирован в Государствен-
ном реестре средств измерений под № 28456-09;
– преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Государствен-
ном реестре средств измерений под № 14061-10;
– датчик температуры 248, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств из-
мерений под № 28033-05;
– датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств из-
мерений под № 39539-08;
Лист № 2
Всего листов 5
– датчики температуры 3144Р, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств
измерений под № 39539-08.
В систему обработки информации (СОИ) системы входят:
– системы обработки информации «Пульсар-С1», тип зарегистрирован в Государствен-
ном реестре средств измерений под № 20030-08, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации
программного обеспечения № 6201-09 от 24.06.2009 г., с автоматизированными рабочими мес-
тами (АРМ) оператора системы.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений типа МТИ, тип зарегистрирован в Государственном
реестре средств измерений под № 1844-63;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 1, тип зарегистрирован в Госу-
дарственном реестре средств измерений под № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматические измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических из-
мерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
– измерения давления и
температуры trial автоматическое и с помощью показываю-
щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих ТПР с примене-
нием контрольного ТПР;
– проведение поверки и КМХ ТПР с применением стационарной трубопоршневой пове-
рочной установки;
– 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 сигнализа-
цию нарушений установленных границ;
– защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Наименование ПО
Идентификаци-
онное наимено-
вание ПО
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) ПО
Цифровой идентифика-
тор ПО (контрольная
сумма исполняемого
кода)
Алгоритм вычисле-
ния цифрового
идентификатора ПО
calcer
1.0.1.112
c16c0d8d
CRC 32
modbus
1.0.1.112
adf94f69
CRC 32
Main.exe
1.0.1.112
716130b5
CRC 32
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части.
Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обра-
ботку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического
процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, про-
цедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устрой-
ствами (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
Модуль вычисления стан-
дартных функций (основ-
ной и резервный)
Головной модуль сервера
протокола Modbus (основ-
ной и резервный)
ПО комплекса программ-
ного СОИ «Пульсар С1»
АРМ оператора (основно-
го и резервного)
Лист № 3
Всего листов 5
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение
его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, за-
щиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе оператор-
ской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, отно-
сящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой
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, доступного
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-
крыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечи-
вается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализо-
ванных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал со-
бытий, 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» 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 2.
Значение характеристики
Т а б л и ц а 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Рабочий диапазон расхода измеряемой среды, м
3
/ч
Количество измерительных линий, шт.
Нефть по ГОСТ Р 51858-
2002 «Нефть. Общие тех-
нические условия»
От 400 до 7600
6 (5 рабочих, 1 контроль-
но-резервная)
От 815 до 885
От 0,5 до 80
От 0,2 до 1,2
2,5
От минус 2 до плюс 15
1,0
Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
Рабочий диапазон динамической вязкости, сПз
Рабочий диапазон давления, МПа
Максимальное расчетное избыточное давление измеряе-
мой среды, МПа
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, ºС
Массовая доля воды, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измере-
ний плотности измеряемой среды, кг/м
3
± 0,3
± 1,0
± 0,05
± 0,2
± 0,5
Пределы допускаемой приведенной погрешности измере-
ний динамической вязкости измеряемой среды, %
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности
измерений объемной доли воды в измеряемой среде, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств
измерений температуры измеряемой среды, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измере-
ний давления измеряемой среды, %
Пределы допускаемой относительной погрешности изме-
рений массы брутто нефти, %
Средний срок службы системы, не менее
± 0,25
8 лет
Лист № 4
Всего листов 5
Окончание таблицы 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Значение характеристики
Климатические условия эксплуатации системы:
Наименование характеристики
Напряжение питания, В
380 (3-х фазное, 50 Гц)
220±22 (однофазное, 50 Гц)
От минус 40 до плюс 50
От плюс 18 до плюс 35
– температура окружающего воздуха, °С
– температура воздуха в помещениях, где установлено
оборудование системы, °С
– относительная влажность воздуха в помещениях, где ус-
тановлено оборудование системы, %
– относительная влажность окружающего воздуха, %
– атмосферное давление, кПа
От 30 до 80
От 30 до 80
От 84 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом. При этом указывают номер свидетельства об утверждении типа системы и
дату его выдачи.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей
качества нефти № 450 на ПСП АУНН
ООО «Востокнефтепровод», 1 шт., заводской № 450;
– инструкция по эксплуатации системы;
– Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти
№ 450 на ПСП АУНН ООО «Востокнефтепровод». Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 54416-13 «ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти № 450 на ПСП АУНН ООО «Востокнефтепровод». Методика
поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 16 января 2012 г.
Основные средства поверки:
– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная фирмы «Daniel Measurement
and Control Inc./Division of Emerson Process Mаnagement», США, с верхним пределом диапазона
измерений объемного расхода 1900 м
3
/ч и пределами допускаемой относительной погрешности
± 0,05 %;
– 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
;
– рабочийэталонединицыкинематическойвязкостижидкости
1-го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность
0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 %;
– установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от
минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
Лист № 5
Всего листов 5
– 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 документе «Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Мето-
дика при проведении учетных операций системой измерений количества и показателей качества
нефти № 450 (СИКН № 450) Ангарского участка налива нефти филиала «Иркутского РНУ»
ООО «Востокнефтепровод» (свидетельство об аттестации МИ № 20606-10).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измере-
ний количества и показателей качества нефти № 450 на ПСП АУНН ООО «Востокнефте-
провод»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 Техническая документация Г.0.0041.0035-ВСМН/ГТП-00.158-00-000-ПЗ «Узел учета
нефти № 450. ИРНУ. Реконструкция».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Нефтеавтоматика»
Юридический адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября,24
Почтовый адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября,24
Тел.: (347) 279-88-99, факс: (347) 228-80-98
Заявитель
Филиал «Иркутское РНУ» ООО «Востокнефтепровод», 665832, г. Ангарск, Иркутская
обл., 7 мкр., д. 2, а/я 1604
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) Федеральное государ-
ственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расхо-
дометрии» (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 |
| 81441-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТК Энергосбыт" (АО "НПО СЭМ" (Москва-1)) | - | Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), Московская обл., г. Красногорск | 4 года | Перейти |
| 34523-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Магистральные нефтепроводы "Дружба". Измерительно-информационный комплекс НПС "Новоселово" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 35635-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез" | Нет данных | ЗАО "Спецэнергоучет", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 37457-12 | Система измерительно-информационная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Волжская ТГК" Саратовского региона с Изменением № 1 | Нет данных | ООО "ГРУППА ТЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 51751-12 | Системы измерений передачи данных | ИСКРА | ОАО "КБ "Искра", г.Красноярск | 2 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