Наименование СИ

Пределы допускаемой основной погрешности СИ

№ по Гос. реестру СИ

Преобразователи объемного расхода

Расходомеры UFM 3030

d = ±0,5; ±1,0 %

32562-09

Расходомеры жидкости турбинные типов PTF и PNF

d = ±0,15; ±0,25 %

11735-06

Счётчики нефти турбинные МИГ

d = ±0,15 %

26776-08

Счетчики турбинные НОРД-М

d = ±0,15 %

5638-02

Счетчики-расходомеры массовые

Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG050, H, LF)

d = ±0,1; ±0,15; ±0,2 %

45115-10

Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC2

d = ±0,2; ±0,1 %

42546-09

Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC3

d = ±0,2; ±0,1 %

39686-08

Расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS 2010/2300 исп. S100, S150, S250

d = ±(0,10+-100) %

^Qm

m

42550-09

Расходомеры-счетчики массовые SITRANS F C

d = ±J(0,10)² +f       ] ; ±J(0,15)² + У ^ZQ¹⁰⁰ 0 %

у л^т 0      У           у л^т   0

52346-12

Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS

d = ±0,1; ±0,1 + 0,01 .Qmx/Qi ) ;

±0,1 + 0,05-Qmax/Qi); ±0,2 + 0,01-Q^/Qi) %

50998-12

Расходомеры массовые Promass

d = ±0,05; ±0,10; ±0,15; ±0,2; ±0,25 %

15201-11

Счётчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTАMASS мод. RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR

7

d = ±(0,1+—^ -100) %

Q

27054-09

Cчётчики-расходомеры массовые МИР

7           7

d = ±(0,1±    -100); ±(0,2± ^s -100) %

Q_mQ_m

z^m

48964-12

Счётчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак

d = ±0,2; ±0,25 %

47266-11

Преобразователи температуры

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65

D = ±(0,15+0,002-|t|); ±(0,3+0,005-|t|) °C

22257-11

Наименование

Пределы допускаемой основной погрешности СИ

№ по Гос. реестру СИ

Датчики температуры Rosemount 248

D = ±0,2 °C; g = ±0,1 %

49085-12

Преобразователи измерительные Rosemount 248

D = ±0,2 °C; g = ±0,1 %

48988-12

Датчики температуры 644, 3144Р

D = ±0,1; ±0,15 °C; g = ±0,02; ±0,03 %

39539-08

Преобразователи измерительные ATT 2100

D = ±0,16; ±0,17 °C

39546-08

Термопреобразователи сопротивления серий TR, TF

D = ±(0,1+0,0017-|t|); ±(0,15+0,002-|t|); ±(0,3+0,005-|t|) °C

47279-11

Преобразователи вторичные T мод. T32.1S, T32.3S

g = ±0,03; ±0,04 %

50958-12

Преобразователи измерительные серии YTA моделей YTA110, YTA310, YTA320

D = 0,14 °С

25470-03

Датчики температуры CTR-ALW, CTU-ALW

D = ±(0,2+0,002-|t|) °C

51742-12

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ех

g = ±0,25; ±0,5; ±1,0 %

21968-11

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом

ТСМУ 014, ТСМУ 015, ТСПУ 014, ТСПУ 015

g = ±0,25; ±0,5; ±1,0 %

46437-11

Термометры

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

D = ±0,2 °С

303-91

Преобразователи давления

Преобразователи давления измерительные 3051

g = ±0,065; ±0,075; ±0,04; ±0,1 %

14061-10

Преобразователи давления AUTROL модели АРТ3100, АРТ3200

g = ±0,2 %

37667-08

Преобразователи давления измерительные Sitrans P типа 7MF (DSIII,

DSIII PA, DSIII FF, P300, Р300 PA, P300 FF, Z, ZD, Compact, MPS, P250, Р280)

g = ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,25; ±0,5 %

45743-10

Датчики давления Метран-150

g = ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,5 %

32854-09

Преобразователи давления измерительные EJA

g = ±(0,065 - 0,6) %

14495-09

Преобразователи давления измерительные EJX

g = ±(0,025 - 0,6) %

28456-09

Преобразователи давления измерительные ЭЛЕМЕР-АИР-30

g = ±0,1; ±0,2; ±0,4 %

37668-08

Датчики давления ЭЛЕМЕР-100

g = ±0,1; ±0,15; ±0,25; ±0,5; ±1 %

39492-08

Наименование

Пределы допускаемой основной погрешности СИ

№ по Гос. реестру СИ

Преобразователи давления измерительные APC, APR, PC, PR

g = ±0,075; ±0,10; ±0,16; ±0,3; ±0,5 %

48825-12

Манометры

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие сигнализирующие ДМ 2005Сг, ДВ 2005Сг, ДА 2005Сг,

ДМ2005Сг1Ех, ДВ2005Сг1Ех, ДА2005Сг1Ех

g = ±1,5 %

4041-93

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ

g = ±0,4; ±0,6; ±1,0 %

26803-11

Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3

g = ±0,25; ±0,5; ±0,6 %

17159-08

Поточные влагомеры

Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ

D = ±0,05; ±0,1; ±0,2; ±0,5; ±1 %

42678-09

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

D = ±0,2; ±1,0; ±1,5 %

24604-12

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

D = ±0,05; ±0,08; ±0,1; ±(0,1+0,01 -W);

±(0,1+0,015-W) %

14557-10

Влагомеры поточные моделей L и F

D = ±0,05; ±0,1; ±0,15; ±0,2; ±1,00; ±1,50 %

46359-11

Влагомеры нефти микроволновые МВН-1

D = ±0,05; ±0,08; ±0,15 %

28239-04

Поточные плотномеры

Плотномеры Плот-3

D = ±0,3; ±0,5; ±1,0 кг/м³;

20270-12

Преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847

D = ±0,15; ±0,35 кг/м³

52638-13

ИВК

Контроллеры измерительные ROC/FloBoss (мод. ROC 306, 312, 364, 809, 827; FloBoss 103, 104, 107, 107Е, 407, 503, 504, 553)

d = ±0,01 %

14661-08

Контроллеры измерительные FloBoss мод. S600, S600+

d = ±0,01 %

38623-11

Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК

d = ±0,05 %

44582-10

Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК-09

d = ±0,05 %

48147-11

Комплексы измерительно-вычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)

d = ±0,05; ±0,025 %

43239-09

Наименование

Пределы допускаемой основной погрешности СИ

№ по Гос. реестру СИ

Комплексы измерительно-вычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС»)

d = ±0,06; ±0,1; ±0,2 %

22753-12

Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000

d = ±0,025; ±0,005 %

15066-09

Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03

d = ±0,01; ±0,04 %

19240-11

Комплексы измерительно-вычислительные ВЕКТОР-02

d = ±0,05; ±0,025 %

43724-10

Комплексы измерительно-вычислительные СУРГУТ-УНм

d = ±0,025 %

25706-08

СИ для определения свободного и растворенного газа

Приборы УОСГ

D = ±0,1; ±0,04 МПа;

±0,2-10^-6; ±0,4-10^-6; ±0,5-10^-6; ±1,0-10^-6; ±2,0-10^-6 м³

16776-11

Поверочные установки, мерники и весы (блок средств эталонных)

Установки трубопоршневые Сапфир МН

d = ±0,05; ±0,09 %

41976-09

Установки поверочные SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S и О

d = ±0,05 %

44420-10

Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные OGSB

d = ±0,05; ±0,10 %

44252-10

Установки поверочные CP, CP-M

d = ±0,05 %

27778-09

Мерники металлические эталонные 1-го разряда серии «J»

d = ±0,01; ±0,02; ±0,025 %

44080-10

Мерники металлические эталонные 1-го разряда «М»

d = ±0,02 %

28515-09

Весы неавтоматического действия CAW, CAH

Класс точности II или III по ГОСТ Р 53228-2008

52029-12

Весы платформенные SIW

D = ±0,5; ±1,0; ±1,5 г

39794-08

Весы электронные К

D = ±0,25; ± 0,5; ± 0,75; ±1,5 г

45158-10

Примечания

• 1) В таблице использованы следующие условные обозначения: Zs - значение стабильности нуля для соответствующей модели расходомера, кг/ч; Qm - текущее значение массового расхода, кг/ч; Qmax - верхний предел диапазона измерений массового расхода расходомера, кг/ч; Qi - значение измеренного массового расхода, кг/ч; W - значение измеренной объемной доли воды влагомером, %; D -абсолютная погрешность; g - приведенная погрешность, %; d - относительная погрешность, %; t - измеренное значение температуры, °С.

• 2) Комплектация СИКН средствами измерений осуществляется с учетом требований заказчика и действующей нормативной документации.

Наименование

Кол-во

1 Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН)

1

2 «Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Руководство по эксплуатации»

1

3 «Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Формуляр»

1

4 ОФТ.05.1564.00.00.00.00 МП «Инструкция. ГСИ. Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Методика поверки»

1

5 Методика измерений

1

6 Свидетельство об аттестации методики измерений

1

7 Ведомость эксплуатационных документов (ЭД)*

1

8 Комплект эксплуатационной документации на составные части в составе СИКН согласно ведомости ЭД

1

9 Комплект разрешительной документации, в составе:

9.1 Копии сертификатов соответствия на СИКН и оборудование в составе СИКН

1

9.2 Копии разрешений на применение на СИКН и оборудование в составе СИКН

1

9.3 Копии свидетельств (сертификатов) об утверждении типа средств измерений на СИКН и СИ в составе СИКН

1

Примечание:

^* - Ведомость ЭД формируется для каждой СИКН индивидуально в соответствии с условиями Заказчика.

- температура, °С

от минус 10 до плюс 80;

• - избыточное давление, МПа, не более

• - кинематическая вязкость, мм²/с

• - плотность в рабочих условиях, кг/м³

10;

от 1,5 до 200; от 300 до 1600.

• - объемная доля воды, %

• - массовая доля механических примесей, %, не более

• - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

• - массовая доля свободного газа, %, не более

• - массовая доля растворенного газа, %, не более

от 0,01 до 90,00;

1,0;

4000;

5;

10.

Условный диаметр измерительных линий, мм

Количество измерительных линий (с учетом контрольной, рабочей и резервной) не более

от 25 до 400.

10.

Объемная доля воды в сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %

от 0 до 5 включ.

± 1,0

св. 5 до 15 включ.

± 2,5

св. 15 до 35 включ.

± 4,0

св. 35 до 55 включ.

± 7,0

св. 55 до 70 включ.

± 10,0

св. 70 до 90 включ.

± 20,0

- температура воздуха при эксплуатации КТ , расположенного в блок-боксе или сборно-модульном здании, °С

- температура воздуха при эксплуатации СОИ , °С

от минус 60 до плюс 50;

от 1 0 до 35;

а ) на открытой площадке , °С

б ) в блок - боксе или сборно -модульном здании, °С

от минус 40 до плюс 45; от 5 до 45;

- атмосферное давление, кПа

- относительная влажность воздуха при 35 С и

от 84 до 107;

более низких температурах без конденсации влаги, %

95;

Среднее время наработки на отказ СИКН, ч, не менее Срок службы, лет, не менее

20000.

10.