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 измерительная коммерческого учета резервуарного парка ПСП "Талаканское" ОАО "ВЧНГ" Нет данных, ГРСИ 51435-12
Номер госреестра:
51435-12
Наименование СИ:
Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка ПСП "Талаканское" ОАО "ВЧНГ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Межповерочный интервал:
2 года
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 № 48366
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка ПСП «Тала-
канское» ОАО «ВЧНГ»
Назначение средства измерений
Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка ПСП «Талакан-
ское» ОАО «ВЧНГ» (далее – СКУ РП) предназначена для измерений в автоматизированном
режиме массы брутто и нетто товарной нефти по ГОСТ Р 51858 (далее – нефть) при ведении
учетных операций ОАО «ВЧНГ».
Описание средства измерений
СКУ РП реализует косвенный метод гидростатического измерения массы нефти по
ГОСТ 8.595 в вертикальный стальных резервуарах при помощи уровнемера, преобразователей
давления и температуры. Принцип действия СКУ РП заключается в непрерывном измерении,
преобразовании и обработке информации посредством системы обработки информации (далее
– СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам уровня, давления и
температуры.
Объем нефти определяется по градуировочной таблице резервуара на основании
измерений уровней и температур нефти и подтоварной воды. Плотность нефти определяется
двумя методами: лабораторным, по результатам физико-химического анализа и расчетным,
основанном на гидростатическом принципе. Масса нефти определяется косвенным методом
по измеренным значениям гидростатического давления столба и уровня нефти. Показатели
качества нефти определяются в химико-аналитической лаборатории.
В состав СКУ РП входят:
– Резервуары РВС-5000 (заводские номера 21 и 22);
– СОИ.
Каждый из резервуаров оснащен измерительно-управляющей системой Tank Gauging
(Госреестр № 25576-07), включающей в себя измерительные каналы (далее – ИК) уровня,
гидростатического давления и температуры. В состав измерительно-управляющей системы
Tank Gauging входят: уровнемер микроволновый Micropilot S FMR 533 (Госреестр № 17672-
08), преобразователь давления Cerabar S PMP71 (Госреестр № 41560-09), преобразователь
температуры Prothermo NMT539 (Госреестр № 44788-10) и преобразователь Tank Side Monitor
NRF590 (Госреестр № 25576-07). Все средства в составе измерительно-управляющей системы
Tank Gauging помещены в обогреваемые термобоксы.
СОИ СКУ-РП состоит из комплекса измерительно-вычислительного (далее – ИВК)
CENTUM CS3000 (Госреестр № 21532-08) и операторских станций.
Состав и технологическая схема СКУ РП обеспечивает выполнение следующих
функций:
– автоматическое измерение уровня, усредненной температуры, гидростатического
давления нефти и уровня подтоварной воды;
– расчет массы брутто и нетто нефти в начале и в конце учетной операции, объема и
плотности нефти при температуре в резервуаре и приведенные к 15 °C и 20 °C;
– отображение информации о технологическом процессе;
– ведение журнала событий, архивирование данных, автоматическое формирование
отчетов об учетно-расчетных опрециях;
– защита системной информации от несанкционированного доступа.
СКУ РП представляет собой единичный экземпляр измерительной системы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного импортного
изготовления. Монтаж и наладка СКУ РП осуществлены непосредственно на объекте
эксплуатации в соответствии с проектной документацией СКУ РП и эксплуатационными
документами ее компонентов.
Лист № 2
всего листов 5
Программное обеспечение (ПО) охватывает вычислительные средства, входящие в состав
СКУ РП, и реализовывает полный объем функций. ПО СКУ РП разделено на метрологически
значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и
подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу
результатов измерений количества (массы, объема) и показателей качества нефти, а также за-
щиту и идентификацию ПО СКУ РП. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпро-
граммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не свя-
занные с измерениями массы (массового расхода) и показателей качества нефти).
Защита ПО СКУ РП от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-
ние его соответствия утвержденному типу, осуществляется trial: разделения, идентифика-
ции, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1 – Параметры ПО СКУ РП
Наименование Идентификационное на- НомерЦифровой иденти-Алгоритм вычисле-
ПОименование ПОверсии фикатор ПО (кон- ния цифрового иден-
ПОтрольная сумма)тификатора ПО
ПО051-D15-021.edf1.0 69B39F64 CRC32
CENTUM051-D15-022.edf3B51E5C8
CS3000051-D20-021.edf 440C2944
051-D20-022.edf96A9ADD1
051-DENS-021_C1.edf C7497459
051-DENS-021_C2.edfCE22ABE6
051-DENS-022_C1.edf 89F8F9CB
051-DENS-022_C2.edf 21A43205
051-FLOW-021_C1.edf F88227AF
051-FLOW-021_C2.edf 157B13A9
051-FLOW-022_C1.edf 5F961126
051-FLOW-022_C2.edf BFF2DF30
051-FM-021.edf D7A8C275
051-FM-022.edf 3C88CADD
051-FV-021.edf BB30E988
051-FV-022.edf 8485D21A
051-VOL-021_C1.edfB2E64FD0
051-VOL-021_C2.edf 984F7711
051-VOL-022_C1.edf4E6983CB
051-VOL-022_C2.edf FDAAF9A4
051-VOLUME-021.edf C5FF5555
051-VOLUME-022.edf 5ED40D45
051-W-021.edf 0A616A6B
051-W-022.edf 68234E46
051-WEI-021_C2.edf 60BA9C46
051-WEI-022_C2.edf 3AC1A303
Примечание –
Для подсчета контрольной суммы была использована программа WIN-RAR версии 4.0.
Идентификация ПО СКУ РП осуществляется путем отображения на дисплее опера-
торской станции управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры,
относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СКУ РП, представляет со-
бой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО СКУ РП защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и
установленных параметров, путем регистрации производственного персонала по личному ко-
ду и паролю, проверкой регистрации персонала перед выдачей информации и выполнением
команд управления. Доступ к метрологически значимой части ПО СКУ РП для пользователя
закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СКУ РП обеспе-
чивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реали-
Лист № 3
всего листов 5
зуемых алгоритмов. При этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал
событий, доступный только для чтения. Данные содержащие результаты измерений, защище-
ны от любых искажений путем кодирования. ПО СКУ РП имеет уровень защиты С.
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики СКУ описаны в таблицах
2-5.
Таблица 2 – Параметры резервуаров РВС-5000
Разность гидростатического
ОбозначениеВерхний допустимыйНижний допустимыйдавления столба нефти до и
резервуарауровень налива, ммуровень слива, ммпосле операций слива или
налива, кПа, не менее
РВС-21 10800 600 50
РВС-22 10800 600 50
Таблица 3 – Метрологические и технические характеристики СКУ РП
НаименованиеЗначение
Рабочая средаТоварная нефть
Диапазоны измерения входных параметров:
– уровень нефти в резервуаре, ммот 0 до 12000
– гидростатическое давление столба нефти, кПа от 0 до 200
– усредненная температура нефти, °Cот минус 10 до 40
Физико-химические свойства нефти:
– плотность при 20 °C, кг/м
3
от 820 до 870
– массовая доля воды, не более % массовых 0,5
– массовая доля механических примесей, не более % массовых0,05
– концентрация хлористых солей, не более мг/дм
3
300
– давление насыщенных паров, кПа66,7
– свободный газОтсутствует
Пределы относительной погрешности СКУ РП при измерении
массы (массового расхода) брутто нефти:
– при массе нефти до 120 т. %;±0,65
– при массе нефти от 120 т. %.±0,50
Пределы относительной погрешности СКУ РП при измерении
массы (массового расхода) нетто нефти:
– при массе нефти до 120 т. %±0,75
– при массе нефти от 120 т. %±0,60
Условия эксплуатации:
– температура окружающего воздуха, °C
для уровнемера микроволнового Micropilot S FMR 533от минус 40 до 80
для преобразователя давления Cerabar S PMP71от минус 40 до 85
для преобразователя температуры Prothermo NMT539от минус 40 до 85
для преобразователя Tank Side Monitor NRF590от минус 40 до 60
для ИВК CENTUM CS3000 от 15 до 25
– относительная влажность, %
для уровнемера микроволнового Micropilot S FMR 533до 80 % без конденсации
для преобразователя давления Cerabar S PMP71 от 4 до 100 %
для преобразователя температуры Prothermo NMT539до 80 % без конденсации
для преобразователя Tank Side Monitor NRF590до 80 % без конденсации
для ИВК CENTUM 3000 от 20 до 80 % без конденсации
Параметры электропитания:
– напряжение, В:220 (+10 %, -10 %)
– частота, Гц 50 ± 1
Потребляемая мощность, Вт, не более 310
Лист № 4
всего листов 5
Значение
Наименование
Габаритные размеры, мм, длина × ширина × высота, не более:
– уровнемера микроволнового Micropilot S FMR 533;
– преобразователя давления Cerabar S PMP71;
– преобразователя температуры Prothermo NMT539
– преобразователя Tank Side Monitor NRF590
– шкафа СОИ
Масса, кг, не более
Срок службы, лет, не менее
627х454х454
189х111х152
21929,5х104х120
355х194х242
800х800х2100
235
12
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК СКУ РП
№Наименование ИКДиапазон измеренийПределы допускаемой погрешности
ИК ОсновнойВ рабочих условиях
1ИК уровняот 0 до 12000 мм1 мм1 мм
2ИК давленияот 0 до 200 кПа0,075 % от диап.0,075 % от диап.
3 ИК температуры от минус 10 до 40 °C 0,2 °С 0,2 °С
Таблица 5 – Метрологические характеристики компонентов СКУ РП
№Измерительные и связующие компонентыКомплексный компонент СКУ РП
ИК СКУ РП (ИВК CENTUM CS3000)
Тип Тип Пределы допускаемой Тип Пределы допускае-
СИ выходного погрешности входного сиг- мой погрешности
сигнала
ОсновнойДополни-
нала
Основ-Дополни-
тельной ной тельной
1Micropilot SЦифровой1 ммотсутс.Цифровойотсутс.отсутс.
FMR 533 HART ModBus по
Tank SideЦифровойотсутств.отсутств.
RS-485
Monitor ModBus по
NRF590RS-485
2Cerabar SЦифровой0,075 %отсутс.Цифровойотсутс.отсутс.
PMP71 HARTот диап. ModBus по
Tank SideЦифровойотсутс.отсутс.RS-485
Monitor ModBus по
NRF590RS-485
3ProthermoЦифровой0,2 °CотсутсЦифровойотсутс.отсутс.
NMT 539 HART ModBus по
Tank SideЦифровойотсутс.отсутс.RS-485
Monitor ModBus по
NRF590RS-485
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, закрепленную на шкафу КИПиА, методом шелкогра-
фии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Количество
1 экз.
1 экз.
Комплектность средства измерений
Таблица 5 – Комплектность
Наименование
Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка
ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ», зав. №01.
Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка
ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ». Паспорт.
Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка
ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ». Методика поверки.
1 экз.
Лист № 5
всего листов 5
Поверка
осуществляется по документу МП 51435-12 «Инструкция. Государственная система обеспе-
чения единства измерений. Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка
ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО
«СТП» 1 июня 2012 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
– средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке пер-
вичных и промежуточных измерительных преобразователей;
– калибратор многофункциональный модели MC5-R.
Сведения о методиках (методах измерений)
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса неф-
ти. Методика (метод) измерений массы нефти в вертикальных резервуарах системой измери-
тельной коммерческого учета резервуарного парка «Талаканское» ОАО «ВЧНГ», регистраци-
онный номер ФР.l.29.2009.05713 в Федеральном реестре методик измерений».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерительной ком-
мерческого учета резервуарного парка ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ»
ГОСТ Р 51858 -2002 «Нефть. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.595-2004 «Государственная система обеспечения единства измерений. Мас-
са нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
– Осуществление государственных учетных операций;
– Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ЗАО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ», Россия, 420029, Республика Татарстан г. Казань, ул.
Пионерская, 17
Испытательный центр
ГЦИ СИ ООО «СТП», Регистрационный номер №30138-09. Республика Татарстан,
420029, г. Казань, ул. Сибирский тракт 34, корп. 013, офис 306, тел.(843)214-20-98, факс
(843)227-40-10, e-mail:
,
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.П.«____»____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 65013-16 | Система измерительная массового расхода (массы) очищенных стоков (воды) цеха № 09 НПЗ ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | НПЗ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 22902-02 | Система автоматизированная контроля и учета электроэнергии | АСКУЭ КНПЗ | ГУ "Энерготестконтроль", г.Москва | 5 лет | Перейти |
| 64729-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10/0,4 кВ Садовая | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 76271-19 | Система томографическая | X-VIEW X5000 | Фирма "North Star Imaging, Inc.", США | 1 год | Перейти |
| 80948-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Тамбовская №4 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17, стр. 5, этаж 3 | 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