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 № 452 на ЛПДС "Ачинская" Нет данных, ГРСИ 60590-15
Номер госреестра:
60590-15
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС "Ачинская"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО НПП "ГКС", г.Казань
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 452
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 58680
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти№452
на ЛПДС «Ачинская»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачин-
ская» (далее – система) предназначена для автоматизированных динамических измерений мас-
сы и показателей качества нефти на ЛПДС «Ачинская».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамиче-
ских измерений массы брутто нефти с применением преобразователей расхода жидкости тур-
бинных и преобразователя плотности. Выходные электрические сигналы с преобразователей
расхода жидкости турбинных и преобразователя плотности поступают на соответствующие
входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу
брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измеритель-
но-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений мас-
совой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли
воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам изме-
рений объемной доли воды в нефти с помощью влагомера нефти поточного. Масса нетто нефти
определяется как разность массы брутто нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого
назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных
линий, блока измерений показателей качества нефти, системы обработки информации. Монтаж
и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с
проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из четырех (двух рабочих, одного резервного, одного контрольного)
измерительных каналов объема нефти, а также измерительных каналов температуры, давления,
плотности, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы в нефти, объемного расхода в
блоке измерений показателей качества нефти, в которые входят следующие средства измере-
ний:
– преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм (далее –
ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений под № 15427-01;
– преобразователь расхода жидкости эталонный лопастной модели M16-S6 (эталонный
ПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений под № 52888-13;
– влагомер нефти поточный модели LС фирмы «Phase Dynamics», тип зарегистрирован
в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 16308-02;
– преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистриро-
ван в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под
№ 15644-01;
– преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, тип за-
регистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
под № 15642-01 в комплекте с устройством измерения параметров жидкости и газа модели
7951, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений под № 15645-01;
– анализатор рентгенофлуорисцентный и рентгеноабсорбционный многоканальный
энергодисперсионный Spectro серии 600, тип зарегистрирован в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений под № 19769-00;
Лист № 2
Всего листов 6
– преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-99, № 14061-04,
№ 14061-10;
– термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-01,
№ 22257-05, № 22257-11;
– преобразователи измерительные 644, тип зарегистрирован в Федеральном информа-
ционном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-04, № 14683-09;
–преобразователи измерительные 3144Р, тип зарегистрирован в Федеральном инфор-
мационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-09;
– расходомер ультразвуковой UFM 3030, тип зарегистрирован в Федеральном инфор-
мационном фонде по обеспечению единства измерений под № 45410-10.
В систему обработки информации системы входят:
– комплекс измерительно-вычислительный на базе устройств программного управле-
ния TREI-5B (далее – ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений под № 19767-04;
– автоматизированные рабочие места оператора системы.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений типа МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 1844-63;
– манометр показывающий для точных измерений типа МПТИ, тип зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Феде-
ральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто и массы нетто нефти и объёмного рас-
хода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, массо-
вой доли воды, массовой доли серы в нефти;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической
вязкости, объемной и массовой доли воды, массовой доли серы в нефти;
– автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и
массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических при-
месей, массовой доли хлористых солей в нефти и массовой доли воды в аккредитованной испы-
тательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП;
– измерение давления и температуры нефти с помощью показывающих средств изме-
рений давления и температуры нефти соответственно;
– возможность проведения контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и
резервного ТПР с применением эталонного ПР;
– возможность поверки рабочих и резервного ТПР с применением эталонного ПР;
– возможность проведения поверки и КМХ эталонного ПР, проведения поверки рабо-
чих и резервного ТПР с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправлен-
ной, тип которой зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений под № 20054-12;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемого потока нефти, их индикацию и
сигнализацию нарушений установленных границ;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Лист № 3
Всего листов 6
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) реализовано в ИВК. ИВК строятся на базе устройств
программного управления «TREI-5B» с программным обеспечением ISaGRAF с двумя про-
граммными модулями dens_calc и m_brutto. ПО обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую 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 процедуры и подпро-
граммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязан-
ные с измерениями параметров технологического процесса).
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 1.
ПО
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Значение
Идентификационные данные (признаки)Программа расчетаПрограмма расчета
плотности нефтимассы нефти
Идентификационное наименование ПОdens_calc m_brutto
Номер версии (идентификационный номер)
1.0 1.0
294С9080
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма исполняемого кода)
Другие идентификационные данные (если
имеются)
--
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 автомати-
зированного рабочего места оператора системы структуры идентификационных данных. Часть
этой структуры, относящаяся 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 от непреднамеренных и предна-
меренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 – 2014
«ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программ-
ного обеспечения»
Лист № 4
Всего листов 6
Метрологические и технические характеристики
±0,25
±0,35
Значение
Основные метрологические и технические характеристики системы.
Т а б л и ц а 2 – Основные метрологические характеристики системы
Наименование характеристики
хар
а
ктеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности системы
при измерении массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности системы
при измерении массы нетто нефти, %
Наименование характеристики
Измеряемая среда
от 15 до 35
от 30 до 85
Т а б л и ц а 3 – Основные технические характеристики системы
Значение
характеристики
Количество измерительных линий, шт.
нефть по ГОСТ Р 51858–
2002 «Нефть. Общие
технические условия»
4 (2 рабочие, 1 резервная,
1 контрольная)
от 250 до 2500
от 800 до 900
от 2 до 30
4,0
от минус 10 до плюс 25
1,0
0,05
900
не допускается
непрерывный
(380±38)/(220±22)
(50±0,5)
от минус 45 до плюс 40
от 30 до 85
Диапазон измерений расхода, м
3
/ч
Диапазон плотности в рабочем диапазоне температуры, кг/м
3
Диапазон кинематической вязкости, сСт
Давление, МПа, не более
Диапазон температуры,
°
С
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Содержание свободного газа
Режим работы системы
Параметры электропитания
Напряжение питания сети, В
Частота питающей сети, Гц
Климатические условия эксплуатации системы
Диапазон температуры окружающего воздуха, °С
Диапазон температуры окружающего воздуха в помещениях,
где установлено оборудование системы, °С
Диапазон относительной влажности окружающего воздуха, %
Диапазон относительной влажности окружающего воздуха в
помещениях, где установлено оборудование системы, %
Диапазон атмосферного давления, кПа
от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачин-
ская», 1 шт., заводской № 452;
– инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти № 452;
– МП 0206-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей ка-
чества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская». Методика поверки».
Лист № 5
Всего листов 6
Поверка
осуществляется по документу МП 0206-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская». Методика поверки»,
утвержденной ФГУП «ВНИИР» 12.12.2014 г.
Основные средства поверки:
– преобразователь расхода жидкости эталонный лопастной модели M16-S6, диапазон
измерений объёмного расхода от 250 до 1900 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной по-
грешности измерений объема ± 0,1 %;
– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный
расход 1900 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
– калибратор температуры АТС-156В в диапазоне значений от минус 40ºС до 155ºС,
пределы допускаемой абсолютной погрешности
±
0,04ºС;
– калибратор многофункциональный МС2-R в диапазоне воспроизведения сигналов си-
лы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности (в диапазоне
температуры окружающей среды 23ºС
±
5ºС) ± (0,02% показ. + 1,5 мкА), в диапазоне измере-
ний давления от 0 до 6 МПа, пределы допускаемой основной погрешности (в диапазоне темпе-
ратуры окружающей среды 23ºС
±
5ºС) ±(0,025% П + 0,01% ВП) (П – показание, В – верхний
предел воспроизведения);
– влагомер эталонный лабораторный для товарной нефти ЭУДВН-1л, диапазон измере-
ний объемной доли воды от 0,02 % до 2,0 %, пределы допускаемого значения абсолютной по-
грешности в поддиапазонах измерений объемной доли воды от 0,02 % до 1,0 % (включительно)
составляет ± 0,02 %, от 1,0 % до 2,0 % составляет ± 0,03 %;
– устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показате-
лей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон» в диапазоне задания силы посто-
янного тока от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспро-
изведения (в диапазоне температуры окружающей среды 20ºС
±
5ºС) ± 0,003 мА, в диапазоне
значений от 1 до 10000 Гц, предел допускаемой основной относительной погрешности задания
периода следования импульсов (в диапазоне температуры окружающей среды 20ºС
±
5ºС)
± 0,001 %;
– установка пикнометрическая переносная с диапазоном измерений от 600 до
1100 кг/м
3
и пределами допускаемой абсолютной погрешности
±
0,10 кг/м
3
;
– установка для поверки поточных вискозиметров УППВ-1, диапазон измерения дина-
мической вязкости от 1 до 100 мПа·с, предел допускаемой приведенной погрешности измере-
ния вязкости ± 0,3%.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская»
(свидетельство об аттестации методики измерений 049-01.00152-2013-2014 от 30.09.2014, номер
вфедеральноминформационномфондепообеспечениюединстваизмерений
ФР.1.29.2014.18639).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти № 452;
3 МП 0206-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей ка-
чества нефти № 452 на ЛПДС «Ачинская». Методика поверки».
4. ГОСТ Р 8.595–2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-
дикам выполнения измерений».
Лист № 6
Всего листов 6
Рекомендации по областям применения в trial государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
– осуществление торговли.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие
«ГКС» (ООО «НПП «ГКС»)
Юридический адрес: 420107, РФ, РТ, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50.
Почтовый адрес: 420111, РФ, РТ, г. Казань, ул. Московская, д. 35.
Тел.: +7 (843) 221-70-00, факс: +7 (843) 221-70-00, e-mail:
.
Заявитель
Акционерное общество «Транснефть – Западная Сибирь» (АО «Транснефть – Западная
Сибирь»)
Почтовый адрес: 644033, Россия, г. Омск, ул. Красный Путь, д. 111, корп. 1
Тел. (3812) 65-79-44, факс (3812) 69-14-77
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»).
Юридический адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская,
7 «а».
Тел. +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32, e-mail:
.
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях
утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
С.С. Голубев
Заместитель Руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
М.п.«____» ___________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 52811-13 | Счетчики воды крыльчатые | СВХ-15, СВГ-15 \"СТРУМЕНЬ-ГРАН | НП ООО "Гран-Система-С", Беларусь, г.Минск | 5 лет | Перейти |
| 70131-18 | Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН-23-РК-А004 на НПС "Астраханская" | Нет данных | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 37239-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" на ГТ ТЭЦ, г.Крымск | Нет данных | ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 45594-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Урдома" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Урдома" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 69686-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЖД" в границах Воронежской области | Нет данных | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", 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