Приложение к свидетельству № 60100
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефтепродуктов
ПСП «Юргамыш» № 925
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов ПСП «Юрга-
мыш» № 925 (далее – система) предназначена для автоматизированных измерений массы и по-
казателей качества нефтепродуктов, поступающих по промысловым трубопроводам при прове-
дении учетных операций между сдающей и принимающей сторонами.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы нефтепродуктов с помощью кориолисовых преобразователей массового рас-
хода. Выходные электрические сигналы с кориолисовых преобразователей массового расхода
поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который вы-
числяет массу нефтепродуктов по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерений количе-
ства нефтепродуктов (далее – БИЛ), блока измерений показателей качества нефтепродуктов
(далее – БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки, 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 трех (двух рабочих и одного контрольно-резервного) измерительных
каналов массы нефтепродуктов, а также измерительных каналов температуры, давления, объ-
емного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 400 в комплекте с измерительны-
ми преобразователями серии 2700 (далее – СРМ), тип зарегистрирован в едином реестре
средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измере-
ний (далее – Госреестр) № 13425-06;
– датчики давления Метран-150 TG, Госреестр № 32854-13;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
– преобразователи измерительные Rosemount 3144Р, Госреестр № 14683-09;
– термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700,
Госреестр № 38548-13;
– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее – ПП),
Госреестр № 52638-13;
– расходомер ультразвуковой UFM 3030К, Госреестр № 48218-11;
– установка трубопоршневая Сапфир НГИ (далее – ТПУ), Госреестр № 51927-12.
В систему обработки информации системы входят:
– измерительно-вычислительный комплекс ИМЦ-07, Госреестр № 53852-13;
– комплекс программный автоматизированный рабочего места (АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;
– манометры показывающие для точных измерений МТИф, Госреестр № 34911-11;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 1 и № 2, Госреестр № 303-91.
Лист № 2
Всего листов 4
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– измерение массы нефтепродуктов прямым методом динамических измерений в рабо-
чих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефтепродуктов;
– измерение давления и температуры нефтепродуктов автоматическое и с помощью по-
казывающих средств измерений давления, температуры нефтепродуктов соответственно;
– контроль разности давления на фильтрах БИЛ с применением средств измерений
давления;
– контроль герметичности запорной арматуры;
– автоматическое измерение объемного расхода нефтепродуктов в БИК;
–контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с помощью
контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;
– КМХ и поверка СРМ с применением ТПУ и ПП;
– контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений
установленных границ;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «ГСИ. Нефть и
нефтепродукты. Методы отбора проб»;
– система дренажа нефтепродуктов;
– защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (измерительно-вычислительный комплекс
ИМЦ-07 (далее - ИВК ИМЦ-07), АРМ оператора системы обеспечивает реализацию функций
системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую
части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистра-
цию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений, а также защиту и
идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы
взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с из-
мерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные
данные указаны в таблице 1.
АРМ оператор «ГКС Расход НТ»
РХ.7000.01.01
2.0
7А70F3CC
Значение
АРМ оператора
системы
именование ПО
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные
данные (признаки)
ИВК
ИМЦ-07
Идентификационное на-
Комплекс измеритель-
но-вычислительный
ИМЦ-07
Номер версии (иденти-
фикационный номер ПО)
Цифровой идентифика-
тор ПО
КМХ CРМ по ТПУ:
KMX_TPU.bmo – 76331А38.
КМХ СРМ по контрольному СРМ:
KMX_KPR.bmo – 37D9844D.
КМХ по ареометру: areom.fct – CF51CE02.
Поверка СРМ по ТПУ: mi3151measure.fct
– B8C7B44F.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ опе-
ратора идентификационных данных.
Лист № 3
Всего листов 4
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.
Таблица 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
214
477
Диапазон расхода через систему, т/ч:
– минимальный расход
– максимальный расход
Пределы допускаемой относительной погрешности изме-
рений массы нефтепродуктов, %
Измеряемая среда
Диапазон кинематической вязкости при 40 ˚С, сСт (мм
2
/с)
Диапазон плотности при 15 ˚С, кг/м
3
Диапазон температуры, ˚С
Содержание серы, мг/кг, не более
Содержание воды, мг/кг, не более
Диапазон давления, МПа
Рабочее давление, МПа
Режим работы
± 0,25
нефтепродукты по ГОСТ Р
52368-2005 «Топливо дизельное
ЕВРО. Технические условия»
от 2 до 4,5
от 820 до 845
от минус 5 до плюс 40
10,0
200,0
от 1,0 до 4,0
от 1,2 до 1,8
периодический
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
–системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефтепродуктов
ПСП «Юргамыш» № 925, 1 шт., заводской № 925;
– инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефтепродуктов ПСП «Юргамыш» № 925;
– документ МП 0260-14-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей
качества нефтепродуктов ПСП «Юргамыш» № 925. Методика поверки».
Лист № 4
Всего листов 4
Поверка
осуществляется по документу МП 0260-14-2015 «ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефтепродуктов ПСП «Юргамыш» № 925. Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 мая 2015 г.
Основным средством поверки является ТПУ II-го разряда с диапазоном расхода от 10
до 300 м
3
/ч.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефтепродукта. Методика
измерений системой измерений количества и показателей качества нефтепродуктов ПСП
«Юргамыш»№925(свидетельствообаттестацииметодики(метода)измерений
№ 01.00257-2013/294014-14 от 5 сентября 2014 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефтепродуктов ПСП «Юргамыш» № 925
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. Ос-
новные положения»
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-
дикам выполнения измерений».
Изготовитель
ООО «НПП «ГКС»
Юридический адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50.
Почтовый адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Московская, д. 35
Тел.: (843) 221-70-00, факс: (843) 221-70-01
ИНН 1655107067
Испытательный центр
Центр испытаний средств измерений Федеральное государственное унитарное пред-
приятие«Всероссийскийнаучно-исследовательскийинститутрасходометрии»
(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 по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ____ » ______________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.