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 № 163 ОАО "СМП-Нефтегаз" Нет данных, ГРСИ 61795-15
Номер госреестра:
61795-15
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО "СМП-Нефтегаз"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 117/2004
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 60002
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-
Нефтегаз»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-
Нефтегаз» (далее – система) предназначена для автоматизированных измерений массы и пока-
зателей качества нефти, поступающей с узла подготовки нефти при проведении учетных опера-
ций между сдающей (ОАО «СМП-Нефтегаз») и принимающей (АО «Транснефть – Прикамье»)
сторонами.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные элек-
трические сигналы со счетчиков-расходомеров массовых, преобразователей плотности, вязко-
сти, температуры, давления, разности давления, объемного расхода в БИК поступают на соот-
ветствующие входы контроллера измерительно-вычислительного, который по реализованному
в нем алгоритму вычисляет массу нефти.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока
измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), выходного
коллектора системы, стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения
передвижной трубопоршневой поверочной установки (далее – передвижная ТПУ), системы
сбора и обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены
непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной до-
кументацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех (двух рабочих и одной резервно-контрольной) измерительных
линий массы брутто нефти. В систему входят следующие средства измерений (СИ):
– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с измери-
тельными преобразователями серии 2700 (далее – СРМ), регистрационный номер в едином рее-
стре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства из-
мерений (далее – регистрационный) № 13425-01;
– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее – ПП), реги-
страционный № 15644-01;
– преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, регист-
рационный № 15642-06;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-01;
– счетчик жидкости турбинный CRA/MRT97, регистрационный № 22214-01;
– преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные №№ 14061-99;
– термопреобразователи сопротивления платиновые серии 90, регистрационный
№ 24874-03 в комплекте с преобразователями измерительными от термопар и термопреобразо-
вателей сопротивления dTRANS T01, регистрационный № 24931-03;
– термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный
№ 22257-01 в комплекте с преобразователями измерительными 644, регистрационный
№ 14683-04;
– преобразователи давлений измерительные серии 40, модели 4385 , регистрационный
№ 19422-03;
– двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы
«Daniel» Ду 8” (далее – ТПУ), регистрационный № 20054-00.
В составе системы используются следующие вспомогательные СИ и оборудование:
Лист № 2
Всего листов 5
– индикатор фазового состояния потока ИФС-1В-700М;
– фильтры сетчатые «Plenty»;
– автоматические пробоотборники «True Cat» фирмы «Cliff Mock»;
– устройство для ручного отбора проб;
– регуляторы расхода с электроприводом.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
– контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 с функцией резервирования,
регистрационный № 15066-04, свидетельство об аттестации алгоритмов и программного обес-
печения от 15 октября 2009 г. № 2301-05м-2009;
– автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением
«Rate АРМ оператора УУН», свидетельство о метрологической аттестации программного обес-
печения от 27 декабря 2011 г. № 20902-11;
– контроллеры PakScan MS 11S (рабочий и резервный) для управления запорной и регу-
лирующей арматурой.
В состав системы входят показывающие СИ:
– манометры для точных измерений типа МПТИ, регистрационный № 26803-11;
– манометры для точных измерений МТИ, регистрационный № 1844-63;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических изме-
рений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
– вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с
использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой до-
ли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-
щих СИ давления и температуры нефти соответственно;
– проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и ре-
зервно-контрольного СРМ с применением ТПУ и ПП;
– проведение КМХ рабочих СРМ по резервно-контрольному СРМ применяемому в каче-
стве контрольного СРМ;
– поверка ТПУ по передвижной ТПУ.
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализа-
ция нарушений установленных границ;
– защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО)
ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000, АРМ оператора
«Rate АРМ оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разде-
лено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все
процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение,
отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а так-
же защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпро-
граммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связан-
ные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентифика-
ционные данные указаны в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 5
Значение
Операционная система кон-
троллера OMNI 3000/6000
OMNI зав. № 68691 – 24.74.14
OMNI зав. № 68859 – 24.74.15
2.3.1.1
OMNI зав. № 68691 – EF9D
OMNI зав. № 68859 – A3B3
В6D270DB
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные дан-
ные (признаки)
Идентификационноена-
именование ПО
ПО «RATE АРМ оператора
УУН»
РУУН 2.3-11 АВ
Номер версии (идентифи-
кационный номер ПО)
Цифровойидентификатор
ПО
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 в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств изме-
рений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует
среднему уровню защиты.
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Количество измерительных линий, шт.
± 0,25
± 0,35
Измеряемая среда
Таблица 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
3 (2 рабочих и 1 резервно-
контрольная)
40
200
0,2
0,4
Диапазон измерений расхода, т/ч:
- минимальный расход
- максимальный расход
Суммарные потери давления при максимальном расходе и
максимальной вязкости, МПа, не более:
- при измерениях
- при проведении поверки и КМХ
Пределы допускаемой относительной погрешности при изме-
рении массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности при изме-
рении массы нетто нефти, %
Диапазон температуры, ºС
Диапазон избыточного давления, МПа
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические
условия»
От плюс 5 до плюс 30
От 0,3 до 4,0
Лист № 4
Всего листов 5
950
От 12 до 40
100
Значение характеристики
850
1,0
900
0,05
5
100
3,5
66,7 (500)
Наименование характеристики
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
:
- при минимальной в течение года температуре измеряемой
среды
- при максимальной в течение года температуре измеряемой
среды
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в ра-
бочем диапазоне температуры, сСт
Массовая доля воды, % не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля парафина, %, не более
Массовая доля сероводорода, млн
-1
. (ppm), не более
Массовая доля серы, %, свыше
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн
-1
.
(ppm), не более
Содержание свободного газа
Режим работы системы
Не допускается
Непрерывный
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы изме-
рений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз» типографским
способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-
Нефтегаз», 1 шт., заводской № 117/2004;
– инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз»;
– Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти
№ 163 ОАО «СМП-Нефтегаз». Методика поверки. МП 0259-14-2015.
Поверка
осуществляется по документу МП 0259-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз». Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИР» 16 марта 2015 г.
Основным средством поверки является ТПУ с максимальным объемным расходом
180 м
3
/ч, и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества нефти № 163» (свидетельство об атте-
стации методики измерений № 1957014-07 от 19.11.2007 г.).
Лист № 5
Всего листов 5
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измере-
ний количества и показателей качества нефти № 163 ОАО «СМП-Нефтегаз»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-
дикам выполнения измерений».
Изготовитель
ЗАО «ИМС Инжиниринг»
ИНН 7710431220
Юридический адрес: 103050, г. Москва, Благовещенский переулок, д. 12, строение 2
Тел./факс: (495) 775-77-25, (495) 708-31-30
Заявитель
ОАО «СМП-Нефтегаз»
Юридический адрес: 423461, Республика Татарстан, г. Альметьевск, пр. Строителей, д. 57.
Тел.: (8553) 39-43-00, факс: (8553) 39-43-71, e-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
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:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях
утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства и метрологии
по техническому регулированиюС.С. Голубев
М.п.«____» __________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 61429-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности МГЭС "Каллиокоски" ЗАО "Норд Гидро" | Нет данных | АО "Норд Гидро", г.Сортавала | 4 года | Перейти |
| 64962-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МагнитЭнерго" 3-й очереди | Нет данных | ООО "МагнитЭнерго", г.Краснодар | 4 года | Перейти |
| 51991-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Прикумск" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 62346-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Инта" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 78267-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "СК Восточная сторона" | АО "Межрегионэнергосбыт", г.Тверь | 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