Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «31» декабря 2020 г. № 2430
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефтепродуктов
ПСП «ЛПДС «Юргамыш» № 925
Назначение средства измерений
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефтепродуктов
ПСП «ЛПДС «Юргамыш» № 925 (далее – система) предназначена для автоматизированных из-
мерений массы и показателей качества нефтепродуктов, поступающих по магистральным тру-
бопроводам.
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 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
назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных
линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефтепродуктов (далее – БИК), стацио-
нарной поверочной трубопоршневой установки, системы обработки информации и системы
дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации
в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех (двух рабочих и одного контрольно-резервного) измерительных
каналов (ИК) массы нефтепродуктов, а также ИК температуры, давления, плотности и объемно-
го расхода в БИК. В состав системы входят измерительные компоненты, приведенные в табли-це
1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измери-
тельные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Наименование измерительного компонента
Регистрационный номер в Феде-
ральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений
Таблица 1 – Состав системы
45115-10
45115-16
32854-13
14061-10
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (моди-
фикации CMF 400) в комплекте с преобразователями
серии 2700 (далее - СРМ)
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion (модели
CMF 400) в комплекте с электронным преобразовате-
лем модели 2700 (далее – СРМ)
Датчики давления Метран-150
Преобразователи давления измерительные 3051
ПреобразователиизмерительныеRosemount644,
Rosemount 3144Р
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065
Термопреобразователи сопротивления платиновые се-
рии 65
Преобразователь плотности жидкости измерительный
56381-14
53211-13
22257-11
52638-13
Лист № 2
Всего листов 7
Наименование измерительного компонента
Регистрационный номер в Феде-
ральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений
модели 7835 (далее – ПП)
Продолжение таблицы 1
48218-11
53852-13
26803-11
34911-11
1844-63
303-91
Расходомер ультразвуковой UFM 3030К
Измерительно-вычислительный комплекс ИМЦ-07 (да-
лее - ИВК ИМЦ-07)
Манометры показывающие для точных измерений
МПТИ
Манометры избыточного давления показывающие для
точных измерений МТИф
Манометры для точных измерений типа МТИ
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4
№ 1 и № 2
Установка трубопоршневая ТПУ «Сапфир НГИ-300»
(далее – ТПУ)
74000-19
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерения массы нефтепродуктов прямым методом динамических измерений в рабочих
диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефтепродуктов;
- измерения давления и температуры нефтепродуктов автоматические и с помощью по-
казывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- автоматические измерения объемного расхода нефтепродуктов в БИК;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с помощью контроль-
но-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 «Нефть и нефтепро-
дукты. Методы отбора проб»;
- дренаж нефтепродуктов;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может по-
влиять на результат измерений, конструкцией СРМ предусмотрены места установки пломб, не-
сущих на себе оттиск клейма поверителя, который наносится методом давления на свинцовую
(пластмассовую) пломбу, установленную на проволоке, пропущенной через существующие
технологические отверстия в шпильках на фланцевых соединениях первичного преобразователя
и на крышке электронного преобразователя).
Схемы пломбировки от несанкционированного доступа с местами установки пломб
представлены на рисунках 1 и 2.
Лист № 3
Всего листов 7
Рисунок – 2 Схема пломбировки от несанкционированного доступа электронного
преобразователя модели 2700
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы ИВК ИМЦ-07, АРМ оператора системы обес-
печивает реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные ука-
заны в таблице 2.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в
соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа.
Проверка защиты программного обеспечения» соответствует «среднему» уровню защиты.
.
Рисунок – 1 Схема пломбировки от несанкционированного доступа первичного преобра-
зователя счетчика-расходомера массового Micro Motion CMF 400
Место установки
пломбы
Место установки
пломбы
Место установки
пломбы
Лист № 4
Всего листов 7
АРМ оператора «ГКС Расход НТ»
2.0
7А70F3CC
Значение
АРМ оператора системы
РХ.7000.01.01
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные
данные (признаки)ИВК ИМЦ-07
Идентификационное Комплекс измери-
наименование ПОтельно-
вычислительный
ИМЦ-07
Номер версии (идентифи-
кационный номер ПО)
Цифровой идентификатор
ПО (контрольная сумма)
КМХ CРМ по ТПУ:
KMX_TPU.bmo – 0С2923D8.
КМХ СРМ по контрольному СРМ:
KMX_KPR.bmo – 37D9844D.
КМХ по ареометру: areom.fct –
CF51CE02.
Поверка СРМ по ТПУ:
mi3151measure.fct – 07E9C257.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики, состав и основные метрологические характеристики
ИК, а также и основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды
приведены в таблицах 3, 4, 5.
±0,25
Значение характеристики
От 40 до 477
Таблица 3 –Метрологические характеристики системы
Наименование характеристики
Диапазон измерений массового расхода через систему*, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности изме-
рений массы нефтепродуктов, %
* - указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении
поверки, фактический диапазон измерений не может превышать максимальный диапазон измерений.
ИК (место
установки)
Соста
Пределы
Вторичная
часть
1, 2СРМ
Таблица 4- Состав и основные метрологические характеристики ИК
Номер Наименование
Количество
Первичный
в ИК
допускаемой
ИК ИК измерительный погрешности
преобразовательИК
1234 5 6
ИК массы и
массового2 (БИЛ -ИВК±0,25%
расхода ИЛ1, ИЛ3) ИМЦ-07 (относительная)
нефтепродуктов
3ИК массы и1 (БИЛ -СРМИВК±0,25%*
массового ИЛ2) ИМЦ-07 ±0,20%**
расхода(относительная)
нефтепродуктов
4, 5, 6,ИК6 (БИЛ,1) Комплект: - преоб-ИВК±0,3 °С
7, 8, 9 температурыБИК, входразователи измери-ИМЦ-07(абсолютная)
нефтепродуктов выход ТПУ)тельные Rosemount 644,
Лист № 5
Всего листов 7
Rosemount 3144Р;
- термопреобразовате-
лисопротивления
Rosemount 0065;
ИК (место
установки)
Соста
Пределы
Вторичная
часть
Продолжение таблицы 4
Номер Наименование
Количество
Первичный
в ИК
допускаемой
ИК ИК измерительный погрешности
преобразовательИК
1234 5 6
2) Комплект:
- преобразователи из-
мерительныеRose-
mount 644, Rosemount
3144Р;
- термопреобразователи
сопротивления
платиновые серии 65
10, 11,ИК избыточ-8 (БИЛ,Датчики давленияИВК±0,5 %
12, 13,ного давленияБИК, вход иМетран-150.ИМЦ-07(приведенная)
14, 15, выход БИЛ Преобразователи
16, 17и ТПУ)давления
измерительные 3051
18 ИК плотности1 (БИК)ППИВК±0,3 кг/м
3
нефтепродуктов ИМЦ-07 (абсолютная)
19 ИК объемного1 (БИК)РасходомерИВК±5,0%
расхода в БИК ультразвуковой UFM ИМЦ-07 (относительная)
3030К
*
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода нефтепродуктов
с СРМ, применяемым в качестве резервного;
**
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода нефтепродуктов
с СРМ, применяемым в качестве контрольного.
Значение характеристики
Таблица 5 – Основные технические характеристики системы
Наименование характеристики
Количество измерительных линий, шт.
Измеряемая среда
3 (2 рабочие,
1 контрольно-резервная)
Нефтепродукты по
Диапазон кинематической вязкости при 40 ˚С, сСт (мм
2
/с)
Диапазон плотности при 15 ˚С, кг/м
3
Диапазон температуры, ˚С
Диапазон давления, МПа
Диапазон рабочего давления, МПа
ГОСТ Р 52368-2005 «Топливо
дизельное ЕВРО. Технические
условия», ГОСТ 32511-2013
«Топливо дизельное ЕВРО.
Технические условия»
От 2 до 4,5
От 820 до 845
От -5 до +40
От 0,3 до 4,0
От 0,5 до 2,5
Лист № 6
Всего листов 7
Наименование характеристики
Значение характеристики
Режим работы
Непрерывный
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Система измерений количества и показателей качества
нефтепродуктов ПСП «ЛПДС «Юргамыш» № 925, завод-
ской № 925
-
1 шт.
-
1 экз.
Комплектность системы приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность системы
Количе-
ство
Инструкция по эксплуатации
Методика поверки
МП1133-14-
1 экз.
2020
Поверка
осуществляется по документу МП 1133-14-2020 «ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефтепродуктов ПСП «ЛПДС «Юргамыш» № 925. Методика поверки»
утвержденному ВНИИР – филиала ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева» 30 июня 2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с приказом Федерального
агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об
утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема
жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и
объемного расходов жидкости» (Установка трубопоршневая ТПУ «Сапфир НГИ-300»);
- средство измерений плотности в соответствии с приказом Минпромторга России
от 1 ноября 2019 г. № 2603 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств
измерений плотности» (преобразователь плотности поточный с пределами допускаемой
абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м
3
);
- рабочий эталон 2-го или 3-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.558-2009 «ГСИ. Госу-
дарственная поверочная схема для средств измерений температуры» (Калибратор температуры
с нестабильностью поддержания температуры ± 0,02 °С, с внешним платиновым термометром
сопротивления пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °C).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы, а также на пломбы,
установленные в соответствии с схемами пломбировки, представленные на рисунках 1 и 2.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефтепродукта. Методика измерений системой измерений
количества и показателей качества нефтепродуктов ПСП «ЛПДС «Юргамыш» № 925»,
регистрационный номер ФР.1.29.2018.31957.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефтепродуктов ПСП «ЛПДС «Юргамыш» № 925
Лист № 7
Всего листов 7
Приказ Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 179 «Перечень измерений, относящихся
к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при
учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к
ним, в том числе показателей точности измерений».
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной по-
верочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и
вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
ГОСТ Р 8.587-2019 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений
Научно-производственное
ул.ТазиГиззата,д.3.
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью
предприятие «ГКС» (ООО НПП «ГКС»)
ИНН 1655107067
Адрес:420111,РеспубликаТатарстан,г.Казань,
Телефон: (843) 221-70-00, факс: (843) 221-70-01
E-mail: mail@nppgks.com
Испытательный центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал Федераль-
ного государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский
институтметрологииим.Д.И.Менделеева»(ВНИИР–филиалФГУП«ВНИИМ
им.Д.И.Менделеева»)
Адрес: 420088, Россия, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а»
Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (843) 272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц
RA.RU.310592.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
