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 №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО "Терминал-Сервис" Нет данных, ГРСИ 58011-14
Номер госреестра:
58011-14
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО "Терминал-Сервис"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 2219
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 56272
об утверждении типа средств измерений
лист №1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на
площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на площадке
нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис» (далее – СИКНС), принадлежащая
ОАО «Оренбургнефть», предназначена для измерений в автоматизированном режиме
массы (массового расхода), параметров нефти сырой (далее – нефть) и вычисления массы
нетто нефти при учетных операциях между ОАО «Оренбургнефть» и ООО «Терминал-
Сервис».
Описание средства измерений
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы (массового
расхода) нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых CMF400 в
комплекте с измерительным преобразователем 2700 (Госреестр №45115-10) (далее – СРМ).
ПринципдействияСИКНСзаключаетсявнепрерывномизмерениии
преобразовании припомощикомплексаизмерительно-вычислительногоИМЦ-03
(Госреестр №19240-11) (далее – ИМЦ-03) входных сигналов, поступающих от СРМ,
термометров сопротивления серии W модификации W-M-303 (Госреестр №41563-09)
совместно с преобразователями измерительными серии YTA модели YTA110 (Госреестр
№25470-03), преобразователей давления измерительных 3051S2TG4A (Госреестр №24116-
08), преобразователей давления измерительных EJX 630A (Госреестр №28456-09),
преобразователей давления измерительных EJX 110A(Госреестр №28456-09),
термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом Метран-274 (Госреестр
№21968-11), преобразователей плотности жидкости измерительных 7835 (Госреестр
№15644-06), влагомеров нефти поточных модели УДВН-1пм1 (Госреестр №14557-10) и
счетчика турбинного НОРД-М-40-4,0 (Госреестр №5638-02).
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и
импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на
объектеэксплуатациивсоответствииспроектнойдокументациейСИКНСи
эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
– блок измерительных линий (далее – БИЛ);
– блок фильтров (Д
у
200);
– блок измерений показателей качества нефти (далее – БИК);
– узел подключения передвижной поверочной установки (далее – ППУ) (Д
у
150);
– узел регулирования давления;
– система сбора и обработки информации (далее – СОИ).
БИЛ включает в себя три измерительные линии (далее – ИЛ): одна рабочая ИЛ
(Д
у
150), одна резервная ИЛ (Д
у
150) и одна контрольная ИЛ (Д
у
150).
СОИ размещена в блоке аппаратурном (далее – БА).
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих
основных функций:
– измерение в автоматическом режиме trial (массового расхода) нефти прямым
методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и
плотности нефти;
– вычисление массы нетто нефти;
лист № 2
всего листов 5
ПО ИМЦ-03
Oil_mm.exe
352.02.01
ArmA.dll
4.0.0.1
ArmMX.dll
4.0.0.1
ПО АРМ
оператора
«ФОРВАРД»
ArmF.dll
4.0.0.1
версии
ПО
цифрового
– дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
– измерение в автоматическом режиме плотности и влагосодержания нефти;
– контроль перепада давления на фильтрах;
– возможность поверки рабочего, резервного и контрольного СРМ при помощи
ППУ;
– контроль метрологических характеристик рабочего и резервного СРМ по
контрольному СРМ;
– автоматический и ручной отбор проб;
– отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и
расчетов, формирование отчетов;
– защита системной информации от несанкционированного доступа;
– передача данных на верхний уровень.
Программное обеспечение (далее – ПО) СИКНС (ИМЦ-03, АРМ оператора
«ФОРВАРД») обеспечивает реализацию функций СИКНС. ПО СИКНС разделено на
метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все
процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку,
хранение, отображение и передачу результатов измерений и вычислений СИКНС, а также
защиту и идентификацию ПО СИКНС. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и
подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами
(не связанные с измерениями СИКНС).
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и
обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения,
идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1
ЦифровойАлгоритм
НаименованиеИдентификационное
Номеридентификатор вычисления
ПОнаименование ПО
ПО(контрольнаяидентифика-
сумма) тора ПО
14C5D41ACRC32
8B71AF71CRC32
30747EDBCRC32
F8F29210CRC32
Идентификация ПО СИКНС осуществляется путем отображения на дисплее
ИМЦ-03 и на мониторе автоматизированного рабочего места оператора структуры
идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации
метрологически значимой части ПО СИКНС, представляет собой хэш-сумму (контрольную
сумму) по значимым частям.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и
установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только
для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКНС для
пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО
СИКНС обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие
требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях)
записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие
результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКНС
имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.
лист № 3
всего листов 5
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКНС приведены в таблице 2.
Наименование характеристики
±0,25
±0,35
Таблица 2
Значение
характеристики
нефть сырая
от 65 до 350
от 0,2 до 4,0
от минус 5 до 30
от 760 до 840
от 1,0 до 10
от 0,1 до 5
0,05
от 100 до 1000
от 1,0 до 1,8
6,0
отсутствует
Рабочая среда
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч
Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа
Диапазон измерений температуры нефти, °С
Физико-химические свойства нефти:
– плотность обезвоженной нефти в стандартных условиях, кг/м
3
– вязкость кинематическая при 20 °С, мм/с
2
– массовая доля воды, %, не более
– массовая доля механических примесей, %, не более
– массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
– массовая доля серы, %
– массовая доля парафина, %, не более
– объемная доля свободного газа, %
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при
измерении массы (массового расхода) нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при
измерении массы нетто нефти при содержании объемной доли воды
в нефти от 0,1 % до 5 %, %
от 5 до 35
от 5 до 35
от 30 до 80
от 84 до 106,7
380(+10%, -15%)
220(+10%, -15%)
50
±
1
5000
12360×3100×3940
6360×3190×2990
Условия эксплуатации:
– температура окружающей среды, °C
- в блок-боксе БИЛ и БИК
- в БА
– относительная влажность, %
– атмосферное давление, кПа
Параметры электропитания:
– напряжение, В:
- силовое оборудование
- технические средства СОИ
– частота, Гц
Потребляемая мощность, В·А, не более
Габаритные размеры, мм
-
блок-бокс БИЛ и БИК
-
блок-бокс БА
Масса, кг, не более
-
блок-бокс БИЛ и БИК
-
блок-бокс БИК
Средний срок службы, лет, не менее
18000
6000
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
лист № 4
всего листов 5
Комплектность средства измерений
1 экз.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Таблица 3
Количество
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на
площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис», заводской
номер 2219. В комплект поставки входят: БИЛ, БА с системами отопления,
освещения, вентиляции, сигнализации; технологические трубопроводы с
запорной арматурой в БИЛ; блок фильтров на раме, с запорной арматурой и
технологическимитрубопроводами;первичныеизмерительные
преобразователи, комплексизмерительно-вычислительныйИМЦ-03,
операторская станция управления, кабельные линии связи, сетевое
оборудование, монтажные комплектующие, шкафы, пульты, комплекс
программных средств
2012.52.00.00.000 ПС. Система измерений количества и параметров нефти
сырой №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-
Сервис». Паспорт
2012.52.00.00.000 РЭ. Система измерений количества и параметров нефти
сырой №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-
Сервис». Руководство по эксплуатации
МП 90-30151-2014. Государственная система обеспечения единства
измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой
№2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис».
Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 90-30151-2014 «Государственная система обеспечения
единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на
площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис». Методика поверки»,
утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 23 апреля 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
-
средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке
первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
-
калибратор многофункциональный MC5-R:
-
диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы
допускаемой основной погрешности воспроизведения
±
(0,02 % показания + 1 мкА);
-
диапазон воспроизведения импульсных сигналов от 0 до 9999999 имп.;
-
диапазон воспроизведения сигналов синусоидальной и прямоугольной формы
от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения
±
0,01 % показания.
Сведения о методиках (методах) измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса
нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества
нефтисыройнаплощадкенефтеналивноготерминалаООО «Терминал-Сервис»,
регистрационный код ФР.1.29.2013.14595 в Федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений.
лист № 5
всего листов 5
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений
количества и параметров нефти сырой №2056 на площадке нефтеналивного
терминала ООО «Терминал-Сервис»
1. ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
2. ГОСТ Р 8.615 - 2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и
нефтяного газа
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
– выполнение государственных учетных операций.
Изготовитель
ОАО «ГМС Нефтемаш»
625003, г. Тюмень, ул. Военная, д. 44
тел.+7(3452)43-01-03, 42-06-22; факс +7(3452)43-22-39
e-mail:
Испытательный центр
ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП»
420107, г. Казань, ул. Петербургская 50, корп. 5
тел. (843)214-20-98, факс (843)227-40-10
e-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» по
проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30151-11 от
01.10.2011 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
________________Ф.В. Булыгин
М.п.«____»____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 62032-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Тельма" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Иркутской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 53194-13 | Комплекты мер моделей дефектов теплообменных труб парогенераторов | КММД-ПГ-16/13 | ФГУП "ВНИИ оптико-физических измерений" (ВНИИОФИ), г.Москва | 2 года | Перейти |
| 71397-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Белореченская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 57977-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета теплоносителей | ПАУПЭР | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород | 1 год | Перейти |
| 54426-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Приуралье" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Башкортостан | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), 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