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 № 2052 АО "ГРИЦ" Нет данных, ГРСИ 64076-16
Номер госреестра:
64076-16
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО "ГРИЦ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Итом-Прогресс", г.Ижевск
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 28
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 62434
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ» (далее -
СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти,
определения массы нетто сырой нефти.
Описание средства измерений
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений
с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ),
блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), входного и выходного коллектора,
узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки
информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает
неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
Блок фильтров состоит из:
- два фильтра СДЖ-150;
- два датчика давления Сапфир-22МТ (Госреестр № 15040-06);
- преобразователь давления измерительный «АИР-20Ех/М2-Н» (Госреестр № 46375-11);
- два манометра для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторо и двух измерительных линий (ИЛ):
одной рабочей и одной контрольно-резервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF200 (далее - МР)
(Госреестр № 45115-10);
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- влагомер сырой нефти ВСН-2-80-100 (Госреестр № 24604-12);
- преобразователь давления измерительный «АИР-20Ех/М2-Н» (Госреестр № 46375-11);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820
(Госреестр № 32460-06);
- манометр для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91).
БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти,
плотности сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы для последующего
определения параметров сырой нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в
БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012,
установленное на выходном коллекторе БИЛ.
В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10);
- преобразователь давления измерительный «АИР-20Ех/М2-Н» (Госреестр № 46375-11);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820
(Госреестр № 32460-06);
- манометр для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91);
- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (Госреестр № 48218-11);
- два пробоотборника для автоматического отбора проб «Стандарт-А»;
- пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»;
- место для подключения поточного плотномера;
Лист № 2
Всего листов 4
- место для подключения устройства для определения содержания свободного газа
УОСГ-100СКП или пикнометрической установки.
Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на выходном
трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при
проведении поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МР.
На узле подключения передвижной поверочной установки установлены:
- два датчика давления Сапфир-22МТ модели 2154 (Госреестр № 15040-06);
- два термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820
(Госреестр № 32460-06);
- два термометра ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91).
- два манометра для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав
СОИ входят:
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 (Госреестр № 15066-09);
- автоматизированноерабочееместо(АРМ)оператора«Кристалл»набазе
персонального компьютера, оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на
средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006 и методиками
поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти;
- автоматическое измерение перепада давления сырой нефти на фильтрах;
- автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
- ручное регулирование расхода сырой нефти:
- автоматическое измерение массы сырой нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;
- поверка и КМХ МР по передвижной поверочной установке;
- КМХ рабочего МР по контрольно-резервному МР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов,
протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -
верхний и нижний.
К нижнему уровню относится ПО контроллера измерительно-вычислительного
OMNI 6000 (далее - ИВК). К метрологически значимой части ПО относится операционная
система ИВК, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора,
базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных
операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К верхнему уровню относится ПО АРМ оператора «Кристалл» (далее - АРМ),
обеспечивающий отображение мнемосхемы СИКНС и измеренных данных, управление
автоматизированными объектами, формирование отчетов, хранение и просомтр архивов,
управление процессом поверки и КМХ, вычисление массы нетто нефти. К метрологически
значимой части ПО АРМ относятся программные модули поверки и вычисления массы нетто
нефти.
ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки),
удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и
измеренных(вычисленных)данныхспомощьюсистемыпаролей,механического
опломбирования ИВК, ведения внутреннего журнала фиксации событий на обоих уровнях ПО.
Лист № 3
Всего листов 4
Уровень защиты ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений в
соовтетствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Значение
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
24.75.04
9111
Таблица 2 - Идентификационные данные АРМ оператора «Кристалл»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
CalcOil.dll
2.0.0.1
8DCAF15C
CalcPov.dll
2.0.0.1
A1BBEAF4
Метрологические и технические характеристики
Таблица 3
Рабочая среда
Количество измерительных линий, шт.
нефть сырая
2 (1 рабочая,
1 контрольно-резервная)
от 5 до 25
от 5 до 45
от 0,7 до 2,5
от 877 до 925
10,0
±0,2
±0,5
±0,25
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
Рабочий диапазон температуры, °С
Рабочий диапазон давления, МПа
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м
3
Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
температуры,°С
Пределы допускаемой приведенной погрешности к диапазону
измерений давления, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нефти сырой, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти сырой с применением влагомера нефти
поточного УДВН-1пм2, %
±0,35
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность средства измерений
1. Единичный экземпляр СИКНС.
2. Инструкция по эксплуатации СИКНС.
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052
АО «ГРИЦ». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0092-2015 МП.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0092-2015 МП «ГСИ. Система измерений количества
и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ». Методика поверки», утверждённому
ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 30.09.2015 г.
Лист № 4
Всего листов 4
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- установка передвижная поверочная 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 или
ГОСТ 8.142-2013;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и
нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08) или калибратор измерительных каналов
КИК-М (Госреестр № 32639-06);
- рабочий эталон 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и
нефтепродуктов по ГОСТ 8.614-2013;
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-05);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы
измерений количества и параметров нефти сырой АО «ГРИЦ», регистрационный код в
Федеральноминформационномфондепообеспечениюединстваизмерений
ФР.1.29.2015.21733.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
2 ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и
нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
3 ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости
4 ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
массового и объемного (массы и объема) жидкости
5 ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
6 Техническая документация ООО «Итом-Прогресс».
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Итом-Прогресс» (ООО «Итом-Прогресс»)
ИНН 1841014518
426076 г. Ижевск, ул. Коммунаров, дом 175
Тел/факс: (3412) 791-091, 635-633 факс 791-031; Е-mail:
Испытательный центр
Публичное акционерное общество «Нефтеавтоматика»
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Тел/факс: (843) 295-30-47, 295-30-96; E-mail:
Аттестат аккредитации ПАО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 09.10.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 42212-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/10 кВ "Джамку" - АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ "Джамку" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59728-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Чувашская энергосбытовая компания" | Нет данных | ООО "Экситон", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
| 51767-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) "АСПО" с Изменением № 1 | Нет данных | ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 83743-21 | Комплекс программно-технический для учета объема и контроля параметров качества электроэнергии с использованием МЭК 61850-9-2 (ПТК УККЭ) | Обозначение отсутствует | Закрытое акционерное общество Инженерно-технический центр "Континуум" (ЗАО "ИТЦ Континуум"), г. Ярославль | 8 лет | Перейти |
| 52470-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Международный аэропорт Шереметьево" 2-я очередь с Изменением №1 | Нет данных | ООО "МонтажЭнергоСтрой", г.Иваново | 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