Общество с ограниченной ответственностью
"Техцентр-Метрология"
ООО "Техцентр-М"
ИНН 7810773548 КПП 781001001 ОГРН 1197847182609
196084, город Санкт-Петербург, Московский проспект, дом 66 литер б, помещение 2н
8(812)209-02-10
info@teh-m.ru
"Техцентр-Метрология"
ООО "Техцентр-М"
ИНН 7810773548 КПП 781001001 ОГРН 1197847182609
196084, город Санкт-Петербург, Московский проспект, дом 66 литер б, помещение 2н
8(812)209-02-10
info@teh-m.ru
ООО "Техцентр-М"
Санкт-Петербург
8(812)209-02-10
info@teh-m.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-02-10
info@teh-m.ru
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009 Нет данных, ГРСИ 61298-15
Номер госреестра:
61298-15
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 127
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-02-10, info@teh-m.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 59471
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009 (далее – система)
предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы брутто нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых Micro
Motion. Выходные электрические сигналы со счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion
поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600+, который
преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса
нетто сырой нефти и масса балласта определяется программным комплексом «Cropos» расчет-
ным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей,
массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитован-
ной испытательной лаборатории или по результатам измерений 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 на-
значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных ли-
ний (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной повероч-
ной установки (ТПУ), узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и
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 трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных
каналов массы нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности, объ-
ёмной доли воды в нефти, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти, в
которые входят следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF400, установленный на рабо-
чих линиях, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений под № 13425-01;
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400, установленный на
контрольно-резервной линии, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений под № 45115-10;
- преобразователь давления измерительный 3051, тип зарегистрирован в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-10, № 14061-04;
- преобразователь измерительный Rosemount 644, тип зарегистрирован в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 56381-14;
- преобразователь измерительный 644, тип зарегистрирован в Федеральном информаци-
онном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-04;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, тип зарегистрирован в Фе-
деральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-11,
№ 22257-05;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информа-
ционном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-01;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, тип зарегистрирован в Фе-
деральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15644-01;
Лист № 2
Всего листов 5
- счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений под № 26776-04;
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Феде-
ральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федераль-
ном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.
В систему обработки информации системы входят:
– контроллеры измерительные FloBoss S600+, тип зарегистрирован в Федеральном ин-
формационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57563-14 и программный
комплекс «Cropos», выполняющий функции передачи данных и вычисления массы нетто сырой
нефти;
– автоматизированные рабочие места оператора системы.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
– автоматизированное измерение массы брутто и массы нетто нефти и массового рас-
хода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, массовой доли
воды в нефти;
– автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, объемной и мас-
совой доли воды 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 вла-
гомера нефти поточного УДВН-1пм;
– измерение давления и температуры нефти с помощью показывающих средств изме-
рений давления и температуры нефти соответственно;
– возможность проведения контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих
счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion с применением контрольно-резервного счет-
чика-расходомера массового Micro Motion;
– возможность проведения КМХ и поверки контрольно-резервного и рабочих счетчи-
ков-расходомеров массовых Micro Motion, с применением установки трубопоршневой Сап-
фир М, тип которой зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений под № 14061-04;
– 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.
Программное обеспечение
СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К нижнему уровню
относится программное обеспечение (ПО) контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее –
контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл
контроллера – файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на
котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы,
константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Cropos», выполняющее
функции приема данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональ-
ных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и об-
работка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о
метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-031/04-2012 от
Лист № 3
Всего листов 5
04.06.2012 ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО про-
граммный комплекс «Cropos» относится файл «metrology.dll».
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 1.
Идентификационные данные (признаки)
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
S600+
Программный ком-
Значение
Операционная система
контроллера FloBoss
плекс «Cropos»
LinuxBinary.appmetrology.dll
06.211.37
6051DCB7D88F
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
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 «ГСИ. Ис-
пытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обес-
печения»
Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
±0,25
±0,35
Таблица 2
Количество измерительных линий, шт.
Значение
характеристики
нефть по ГОСТ Р 51858–
«Нефть. Общие техниче-
ские условия»
3 (2 рабочие,
1 контрольно-резервная)
от 119 до 610
системы
системы
Диапазон измерений расхода, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности
при измерении массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
при измерении массы нетто нефти, %
Диапазон плотности нефти при 20
°
С, кг/м
3
от 862 до 890
Лист № 4
Всего листов 5
Диапазон кинематической вязкости, сСт
Диапазон давления, МПа
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
Напряжение питания сети, В
Частота питающей сети, Гц
от 9,6 до 50
от 0,2 до 1,6
от плюс 5 до плюс 35
1,0
0,05
900
не допускается
непрерывный
(380±38)/(220±22)
(50±0,5)
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность средства измерений
– единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества нефти
№ 1009, 1 шт., заводской № 127;
– инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти № 1009;
– МП 0257-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей
качества нефти № 1009. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 0257-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 1009. Методика поверки», утвержденной ФГУП
«ВНИИР» 26.03.2015 г.
Основные средства поверки:
– установка трубопоршенвая «Сапфир М» -500, диапазон измерений объёмного расхода от
40 м
3
/ч до 500 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема
± 0,09 %;
– калибратор многофункциональный МС2-R в диапазоне воспроизведения сигналов силы
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 измерений
объемной доли воды от 0,02 % до 2,0 %, пределы допускаемого значения абсолютной погреш-
ности в поддиапазонах измерений объемной доли воды от 0,02 % до 1,0 % (включительно) со-
ставляет ± 0,02 %, от 1,0 % до 2,0 % составляет ± 0,03 %;
– устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей
качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон» в диапазоне задания силы постоянного
тока от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведе-
ния (в диапазоне температуры окружающей среды 20ºС
±
5ºС) ± 0,003 мА, в диапазоне значе-
ний от 1 до 10000 Гц, предел допускаемой основной относительной погрешности задания пе-
риода следования импульсов (в диапазоне температуры окружающей среды 20ºС
±
5ºС)
± 0,001 %;
– плотномер автоматический МДЛ-1, диапазон измерений плотности от 650 кг/м
3
до
1000 кг/м
3
, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений ± 0,1 кг/м
3
;
Лист № 5
Всего листов 5
– калибратор температуры АТС-140В, в диапазоне значений от минус 33 ºС до 140 ºС,
пределы допускаемой абсолютной погрешности
±
0,04ºС.
Сведения о методиках (методах) измерений
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей
качества нефти №1009 ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов». МН 553-2015» (свиде-
тельство об аттестации методики измерений 01.00284-2010-015/01-2015 от 28.01.2015, номер в
федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.19979)
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измере-
ний количества и показателей качества нефти № 1009.
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 № 1009;
3 МП 0257-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей ка-
чества нефти № 1009. Методика поверки».
4 ГОСТ Р 8.595–2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-
дикам выполнения измерений».
Изготовитель
Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика»
(ОАО «Нефтеавтоматика»).
Адрес:450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
Тел.: 8-800-700-78-68, факс: +7(347) 228-80-98, e-mail:
.
ИНН 0278005403
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»).
Адрес: 420088 г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А, тел.: (843) 272-70-62,
факс: (843) 272-00-32, e-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измере-
ний в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииC.С. Голубев
М.п.«____» ___________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 49088-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Коммаш" | Нет данных | ООО "Телеметрические системы и технологии", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
| 55969-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Здание нежилое 3-х этажное с техническим этажом (подземных этажей - 1). Красноярское РНУ | Нет данных | ООО "НПО "Мир", г.Омск | 4 года | Перейти |
| 61163-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Бузулукская" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 67493-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Бурятия (2 очередь) | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 31316-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии "Протон-3" | Нет данных | ЗАО ПКФ "Энергоинформ", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Техцентр-Метрология"
ООО "Техцентр-М"
ИНН 7810773548 КПП 781001001 ОГРН 1197847182609
196084, город Санкт-Петербург, Московский проспект, дом 66 литер б, помещение 2н
8(812)209-02-10
info@teh-m.ru
"Техцентр-Метрология"
ООО "Техцентр-М"
ИНН 7810773548 КПП 781001001 ОГРН 1197847182609
196084, город Санкт-Петербург, Московский проспект, дом 66 литер б, помещение 2н
8(812)209-02-10
info@teh-m.ru
Поверка средств измерений
ООО "Техцентр-М"
ИНН 7810773548 КПП 781001001
ОГРН 1197847182609
196084, город Санкт-Петербург, Московский проспект, дом 66 литер б, помещение 2н
8(812)209-02-10
info@teh-m.ru
ИНН 7810773548 КПП 781001001
ОГРН 1197847182609
196084, город Санкт-Петербург, Московский проспект, дом 66 литер б, помещение 2н
8(812)209-02-10
info@teh-m.ru
Поверка средств измерений