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 показателей качества нефти № 431 на ЛПДС "Староликеево" Горьковского РНУ ОАО "Верхневолжскнефтепровод" Нет данных, ГРСИ 49359-12
Номер госреестра:
49359-12
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 431 на ЛПДС "Староликеево" Горьковского РНУ ОАО "Верхневолжскнефтепровод"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 45873
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС
«Староликеево» Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №431 на ЛПДС
«Староликеево» Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод» предназначена для
автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении
приемо-сдаточныхоперациймеждуОАО «АК «Транснефть»иООО «ЛУКОЙЛ-
Нижегороднефтеоргсинтез».
Описание средства измерений
СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по
проектной документации ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» (г. Уфа), из средств измерений и
оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер – 01.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в
соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её
составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые
пропуски и утечки trial.
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических
измерений – с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных и системы
обработки информации.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока
измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки
(ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной
поверочной
установки. Технологическая обвязка
и запорная
арматура СИКН не допускает
неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий. В каждой
измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM DN10” (№ 16128-10);
- преобразователи давления измерительные 3051 (№ 14061-10);
- датчики температуры 644 (№ 39539-08);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для
лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в
БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85,
установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства
измерений и технические средства:
- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-01);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7827 (№ 15642-01);
- преобразователи давления измерительные 3051 (№ 14061-99);
- преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры (№ 14683-00) в
комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 (№ 22257-01);
- автоматические пробоотборники Проба-1М;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;
- ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-85.
Блок ТПУ состоит из стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной
установки для жидкости (Госреестр № 20054-00) в комплекте с преобразователями давления и
температуры аналогичными установленным в БИК и обеспечивает проведение поверки и
контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.
Лист № 2
Всего листов 4
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав
СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (Госреестр № 38623-11)
основной и резервный, осуществляющих сбор измерительной информации и формирование
отчетных данных, и два автоматизированных рабочих мест оператора (далее – АРМ)
основной и резервный на базе персонального компьютера с программным комплексом
«Cropos», оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на
средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м
3
/ч); -
автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м
3
) нефти;
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания
воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик ПР по стационарной поверочной
установке;
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов,
протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и
устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений.
Метрологически значимое программное обеспечение СИКН защищено от случайных или
непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
В контроллере измерительном FloBoss S600+ реализованы 10 уровней доступа: от 0
(высший) до 9 (нижний). Уровень доступа определяет, какие данные разрешается изменять.
Уровень 0 зарезервирован и не может быть установлен в качестве регистрационного уровня
для пользователей. Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений
массы нефти контроллера измерительного «FloBoss S600+» аттестованы (свидетельство о
метрологическойаттестации№01.00284-2010-084/04-2011от16.12.2011 г.,
ОАО «Нефтеавтоматика» ОП ГНМЦ).
В программном комплексе АРМ оператора используется система разграничения
доступа к различным функциям и настройкам, влияющим на целостность результатов
измерений, с 6 уровнями доступа: от уровня «Гость» (самый низкий уровень доступа –
просмотр, не требующий ввода пароля) до уровня «Администратор» (режим разработчика).
Алгоритм вычислений и
программа
обработки результатов измерений
АРМ программного
комплекса «Cropos» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 01.00284-
2010-031/04-2012 от 04.06.2012 г., ОАО «Нефтеавтоматика» ОП ГНМЦ).
АРМ оператора
Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):
Наименование ПО Идентификацион-
ное наименование
ПО
Идентифика-ЦифровойАлгоритм
ционный идентификатор вычисления
номер версии ПО (контрольнаяцифрового
ПОсумма)идентификатора ПО
Программный
комплекс «Cropos»
1.37
DCB7D88F
CRC32
Конфигурационный
файл FloBoss S600+
STAROL2+154225
79D6
CRC16
Лист № 3
Всего листов 4
Метрологические и технические характеристики
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
от 660 до 2500
от 4 до 35
от 0,24 до 0,85
от 839,0 до 906,0
от 8 до 40
1,0
0,05
900,0
отсутствует
±0,2
±0,5
±0,30
Рабочая среда
Диапазон измерений объемного расхода, м
3
/ч
Диапазон измерений температуры нефти,
о
С
Диапазон измерений рабочего давления, МПа
Диапазон измерений плотности нефти в рабочем
диапазоне температур, кг/м
3
Вязкость кинематическая в рабочем диапазоне
температур, сСт
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Содержание свободного газа, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры,
о
С
Пределы допускаемой приведенной погрешности
измерений давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений плотности нефти, кг/м
3
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы брутто нефти, %
±0,25
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность средства измерений
1. Единичный экземпляр СИКН в составе: согласно инструкции по эксплуатации СИКН.
2. Инструкция по эксплуатации СИКН.
3. Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №431 на
ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод».
Методика поверки».
Поверка:
осуществляется по инструкции МП 49359-12 «ГСИ. Система измерений количества и
показателейкачества нефти №431 наЛПДС«Староликеево» ГорьковскогоРНУ
ОАО «Верхневолжскнефтепровод». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ
ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 21.11.2011 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета
нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);
- комплект средств поверки влагомеров и
преобразователей влагосодержания нефти
УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного
оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Межповерочный интервал – 1 год.
Лист № 4
Всего листов 4
Сведения о методиках (методах) измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей
качестванефти№431наЛПДС«Староликеево»ГорьковскогоРНУ
ОАО «Верхневолжскнефтепровод», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г.
Казань 01.11.2011 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под
номером ФР.1.29.2011.11012
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистемеизмерений
количестваи показателей качестванефти №431на ЛПДС«Староликеево»
Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод»
ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений".
«Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденные приказом
Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений:
осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель:
ОАО «Нефтеавтоматика».
450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
тел/факс (347) 228-81-70
Испытательный центр:
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение
Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, номер
регистрации в Государственном реестре средств измерений - № 30141 - 10 от 01.03.2010 г.
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96;
E-mail:
,
Заместитель
Руководителя Федерального
агенства по техническому
регулированию и метрологииФ.В.Булыгин
М.П.«____»_________20г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 67400-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТЦ Л-31 г. Астрахань, ул. Н.Островского, 146а | Нет данных | ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 46593-11 | Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП "Марковское" ООО "Иркутская нефтяная компания" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 59365-14 | Влагомеры сырой нефти | ВСН-ПИК-Т | ООО "ПИК Сервис-Комплект", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 57068-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/10 кВ "Дипкун" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части дополнительных точек учета | Нет данных | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 83140-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт" (ООО "НУТЭП", АО "КСК") | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "Атомэнергопромсбыт" (АО "Атомэнергопромсбыт"), г. Москва | 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