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 на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета Нет данных, ГРСИ 55615-13
Номер госреестра:
55615-13
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте "Трубопроводная система "Восточная Сибирь - Тихий океан" участок НПС "Сковородино" - СМНП "Козьмино" (ВСТО-II). ППН "СМНП Козьмино". Резервная схема учета
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Аргоси", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 2012-002
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53136
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубо-
проводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» участок НПС «Сковоро-
дино» – СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Резервная схе-
ма учета
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопровод-
ная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» участок НПС «Сковородино» – СМНП «Козь-
мино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Резервная схема учета (далее – РСУ СИКН) пред-
назначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти, посту-
пающей с магистрального нефтепровода, и сдаче ее в резервуарный парк для последующей ее
транспортировки на площадку береговых сооружений и погрузки в морские танкеры.
Описание средства измерений
Принцип действия РСУ СИКН основан на использовании косвенного метода динамиче-
ских измерений массы брутто нефти с применением ультразвукового преобразователя объемно-
го расхода. Выходные электрические сигналы с ультразвукового преобразователя объемного
расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, ко-
торый преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
РСУ СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого
назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей
из блока РСУ, системы
обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка РСУ СИКН осуществлены непо-
средственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и
эксплуатационной доку-
ментацией на РСУ СИКН и ее компоненты.
РСУ СИКН состоит из одного измерительного канала объема нефти, а также измери-
тельных каналов температуры, давления, разности давления, в которые входят следующие
средства измерений:
– преобразователь расхода ультразвуковой модели 3804 (далее – УЗР), Госреестр
№ 38665-08;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
– датчик температуры 3144Р, Госреестр № 39539-08.
В систему обработки информации РСУ СИКН входят:
– контроллер измерительный FloBoss модели S600+ с функцией резервирования,
Госреестр № trial-11, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспече-ния
№ 01.00284-2010-084/04-2011 от 16 декабря 2011 г.
– контроллер программируемый Simatic S7-400 с функцией резервирования, Госреестр
№ 15773-11;
– автоматизированное рабочее место оператора РСУ СИКН на базе системы измерения
количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-AT, свидетельство ФГУП
«ВНИИР» об аттестации программного обеспечения № 19801-12 от 15 августа 2012 г.
В состав РСУ СИКН входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63;
– термометры лабораторные стеклянные ТЛС, Госреестр № 32786-08.
РСУ СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным 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;
Лист № 2
Всего листов 5
– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки УЗР с приме-
нением преобразователей расхода
жидкости турбинных MVTM 10 “ основной схемы учета и
установки поверочной трубопоршневой двунаправленной;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб» в блоке измерений показателей качества нефти основной схе-
мы учета или ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 в блоке РСУ СИКН;
– автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализа-
цию нарушений установленных границ;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) РСУ СИКН (контроллер измерительный FloBoss модели
S600+, автоматизированное рабочее
место оператора РСУ СИКН
на
базе системы измерения
количества нефти и нефтепродуктов
и их
параметров Metering-AT) обеспечивает реализацию
функций РСУ СИКН. ПО РСУ СИКН разделено на метрологически значимую и метрологиче-
ски не
значимую части. Первая
хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществ-
ляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений
параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО РСУ СИКН.
Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной
системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологи-
ческого процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационное на-
именование ПО
Номер версии
(идентификацион-
ный номер) ПО
Цифровой иденти-
фикатор ПО (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
Другие идентифи-
кационные данные
(если имеются)
Алгоритм вычис-
ления цифрового
идентификатора
ПО
V 1.2.xxx
cddf26d22dfoc095bc
3df44bbcdc426c
-
MD5
1311
9A54
-
CRC 16
KZMN_v2
Система измерения количе-
ства нефти и нефтепродук-
тов и их параметров
Metering-AT
Защита ПО РСУ СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-
ние его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации,
защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО РСУ СИКН осуществляется путем отображения на мониторе опера-
торской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры,
относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО РСУ СИКН, представляет
собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО РСУ СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и
установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступно-го
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО РСУ СИКН для пользова-теля
закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО РСУ СИКН
обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие
требованиям
реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в жур-
нал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, за-
щищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО РСУ СИКН от непред-
намеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010
«Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при ис-
пытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Лист № 3
Всего листов 5
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики РСУ СИКН приведены в таб-
лице 1.
Параметры электропитания:
Климатические условия эксплуатации РСУ СИКН:
Т а б л и ц а 1 – Основные метрологические и технические характеристики РСУ СИКН
Значение
Наименование характеристики
характеристики
Измеряемая среда
Нефть по ГОСТ Р 51858-
2002 «Нефть. Общие техни-
ческие условия»
1 рабочая
От 500 до 4500
От 830 до 900
Количество измерительных линий, шт.
Диапазон измерений расхода, м
3
/ч
Диапазон плотности при температуре измеряемой среды
20
°
С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м
3
Диапазон кинематической вязкости в рабочем диапазоне
температуры, мм
2
/с
От 4,5 до 60
2,07
4,0
От минус 8 до плюс 40
1,0
900
0,05
500
3,5
7,0
100
100
Рабочее давление измеряемой среды в РСУ СИКН, МПа
Максимальное допустимое давление измеряемой среды в
РСУ СИКН, МПа
Диапазон температуры,
°
С
Массовая доля воды, %, не более
Концентрация хлористых солей, мг/ дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Давление насыщенных паров, мм рт. ст.
Массовая доля серы, %, не более
Массовая доля парафина, %, не более
Массовая доля сероводорода, млн.
-1
, не более
Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн
-1
,
не более
Пределы допускаемой относительной погрешности РСУ
СИКН при измерении расхода и массы брутто нефти, %
Содержание свободного газа
Режим работы РСУ СИКН
± 0,5
Не допускается
Периодический
– напряжение переменного тока, В
380, 3-х фазное, 50 Гц
220±22, однофазное, 50 Гц
От минус 20 до плюс 50
От плюс 5 до плюс 25
– температура окружающего воздуха, °С
– температура воздуха в помещениях, где установлено
оборудование РСУ СИКН, °С
– относительная влажность воздуха в помещениях, где
установлено оборудование РСУ СИКН, %
– относительная влажность окружающего воздуха, %
– атмосферное давление, кПа
От 45 до 80
От 45 до 80
От 84 до 106
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации РСУ СИКН
типографским способом.
Лист № 4
Всего листов 5
Комплектность средства измерений
– Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопро-
водная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» участок НПС «Сковородино» – СМНП
«Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Резервная схема учета, 1 шт., заводской
№ 2012-002;
– Руководство по эксплуатации РСУ СИКН А-10.6.10/ДСД/0887-10.РЭ;
– «Инструкция. ГСИ. Резервная схема учета системы измерений количества и показате-
лей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан»
участок НПС «Сковородино» – СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Ме-
тодика поверки» МП 0049-14-2013.
Поверка
осуществляется по документу МП 0049-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Резервная схема учета
системы измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная
система «Восточная Сибирь – Тихий океан» участок НПС «Сковородино» – СМНП «Козьмино»
(ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25
марта 2013 г.
Основные средства поверки:
– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, диапазон расхода рабочей
среды от 210 до 2100 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % при по-
верке с применением эталонных мерников 1-го разряда;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от
минус 20 ºС до 155 ºС, пределы допускаемой абсолютной погрешности
±
0,04 ºС;
– 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
погрешностивоспроизведенийчастотыипериодаследованияимпульсов
±
5×10
-4
в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности вос-
произведений количества импульсов в пачке
±
2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10
8
имп.;
– 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 преде-ла
измерений; внешний модуль
давления – нижний предел воспроизведения
давления 0 бар,
верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешно-
сти ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
–
установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погреш-
ности измерений плотности
±
0,10 кг/м
3
в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м
3
;
– рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 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 %.
Допускаетсяприменятьдругиесредстваповерки,еслиихметрологические
характеристики не уступают указанным выше.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества нефти на базе ультразвукового
расходомера на ППН СМНП «КОЗЬМИНО» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-
Тихийокеан»(свидетельствообаттестацииМВИ№01.00257-2008/30006-12
от 29 октября 2012 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений ФР.1.29.2013.14130).
Лист № 5
Всего листов 5
Нормативные документы, устанавливающие требования к РСУ СИКН
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метро-
логическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Аргоси» (ЗАО «Аргоси»)
Юридический адрес: Россия, 301087, Тульская обл., Чернский район, пос. Воропаевский.
Почтовый адрес: Россия, 115054, г. Москва, Стремянный переулок, д. 38.
Тел./факс: 8 (495) 544-11-35, 8 (495) 544-11-36
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»).
Регистрационный номер 30006-09.
Юридический адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я
Азинская, 7а.
Тел. +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (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.
Ф.В. Булыгин
Заместитель руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииМ.п.
«____» ___________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 41500-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Алабуга" (АИИС КУЭ ОАО "ОЭЗ ППТ "Алабуга") | Нет данных | ЗАО "ГазЭнерго", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 22301-01 | Системы измерений длительности соединений | СИДС М-200 | ООО "МТА", г.С.-Петербург | 2 года | Перейти |
| 78110-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "КЭС" (ООО "АМИЛКО", ООО "Мика Авто", ООО "Торговый комплекс", ООО "Овощи Краснодарского края", ПАО "Агрокомбинат "Тепличный", АО фирма "Агрокомплекс" им.Н.И.Ткачева, ООО "Птицекомбинат") | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир | 4 года | Перейти | |
| 44983-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) Торгового Комплекса "О’ Кей" ЗАО "ДОРИНДА" | Нет данных | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 42374-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Краснотурьинск" - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ "Краснотурьинск" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", 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