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 Волгоградской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт" Нет данных, ГРСИ 53896-13
Номер госреестра:
53896-13
Наименование СИ:
Система измерительная Волгоградской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Филиал ООО "ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ", г.Пермь
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 № 51199
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
СистемаизмерительнаяВолгоградскойнефтебазыООО «ЛУКОЙЛ-
Нижневолжскнефтепродукт»
Назначение средства измерений
СистемаизмерительнаяВолгоградскойнефтебазыООО«ЛУКОЙЛ-
Нижневолжскнефтепродукт» (далее - ИС), заводской № 01, предназначена для измерений
массы и объема нефтепродуктов при: приеме, хранении в резервуарном парке нефтебазы и
отпуске нефтепродуктов.
Описание средства измерений
Принцип действия ИС состоит в получении измерительной информации с помощью
измерительныхпреобразований,обработкирезультатовизмерений,индикациии
регистрации результатов измерений и результатов их обработки.
При измерении массы и объема нефтепродуктов, при приеме или отпуске
нефтепродуктов, применяется прямой метод динамических измерений с использованием
счетчиков-расходомеров массовых.
При измерении массы и объема нефтепродуктов, при хранении в резервуарном
парке нефтебазы, применяется косвенный метод измерений с использованием системы
учета и контроля резервуарных запасов.
При измерениях температуры, давления и уровня нефтепродуктов при приеме,
хранении в резервуарном парке нефтебазы и отпуске, применяется прямой метод измерений.
ИС состоит из измерительных, связующих, вычислительных и вспомогательных
компонентов, образующих измерительные каналы (ИК):
- ИК массы нефтепродукта при приеме – 4 шт.;
- ИК избыточного давления нефтепродукта при приеме – 8 шт.;
- ИК температуры нефтепродукта при приеме – 2 шт.;
- ИК плотности нефтепродукта в резервуаре – 10 шт.;
- ИК уровня нефтепродукта в резервуаре – 10 шт.;
- ИК температуры нефтепродукта в резервуаре – 10 шт.;
- ИК массы нефтепродукта в резервуаре – 10 шт.;
- ИК объема нефтепродукта в резервуаре – 10 шт.;
- ИК массы нефтепродукта при отпуске – 20 шт.;
- ИК объема нефтепродукта при отпуске – 20 шт.;
- ИК плотности нефтепродукта при отпуске – 20 шт.;
- ИК температуры нефтепродукта при отпуске – 20 шт.
Измерительная информация с системы учета и контроля запасов, преобразователей
температуры установленных на резервуарах, с расходомеров-счетчиков массовых и
преобразователей температуры, установленных на узлах приема и постах налива
нефтепродуктов, поступает через соответствующие контроллеры на два автоматизированных
рабочих места операторов (далее - АРМ оператора) и сервер автоматизированной системы
управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Все СИ входящие в состав ИС имеют взрывобезопасное исполнение и разрешение
на применение на взрывоопасных объектах.
В ИС предусмотрена возможность ведения журнала отказов, неисправностей,
пропаданий напряжения и других нештатных ситуаций работы оборудования и программного
обеспечения, а также случаев нештатных действий персонала.
Для сохранности информации в случаях аварий и сбоев в ИС применяются
источники бесперебойного питания.
Лист № 2
Всего листов 6
Схемы пломбировки СИ из состава ИС в соответствии с их эксплуатационной
документацией или как для аналогичных СИ в соответствии с МИ 3002-2006.
Перечень измерительных компонентов в составе ИС приведен в таблице 1.
Таблица 1 – Перечень измерительных компонентов в составе ИК
Наименование, обозначение типа СИ
Узел приема нефтепродуктов
Резервуарный парк
Посты налива нефтепродуктов в автоцистерны
Кол-№ в
во,Госреестре
шт. СИ
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion с датчиком массового расхода
СMF400 и измерительный преобразователь модели 2700, фирмы «Emerson
Process Management, Micro Motion Inc.»
413425-06
Преобразователь давления измерительный 3051, фирмы «Rosemount Inc.»
Датчик температуры 644, фирмы « Rosemount Inc.»
8 14061-04
2 39539-08
Система учета и контроля резервуарных запасов Entis, фирмы «Enraf B.V.»
113630-05
2013425-06
2026239-06
2039840-08
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion с датчиком массового расхода
СMF300 и измерительный преобразователь модели 2700, фирмы «Emerson
Process Management, Micro Motion Inc.»
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (модель TR66),
фирмы Endress+Hauser Sicestherm S.r.L.
Преобразователь измерительный iTEMP TMT (модель ТМТ 182), фирмы
«Endress+Hauser GmbH+Co.K.G»
Система обработки информации
Комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе
платформы Logix (контроллер Controllogix cерии 1756), фирмы «Rockwell
Automation Allen-Bradley»
342664-09
Программное обеспечение
ИС имеет встроенное программное обеспечение (ПО), которое подразделяется на:
- метрологически значимую часть ПО, используемую для: преобразования, передачи
и представления измерительной информации о количестве и параметрах нефтепродуктов, к
которомуотноситсяПО«ИСУНПОPetronics.Модульуправлениянефтебазой
(Корпоративная АСУ НБ)», устанавливается в памяти АРМ оператора, в процессе
эксплуатации данное ПО не может быть изменено, т.к. пользователь не имеет к нему доступа.
- метрологически не значимую часть ПО, используемую для сбора измерительной
информации, ее визуализации, накопление и хранение архива, формирования отчетных
документов, осуществления информационного обмена сервера АСУ ТП и АРМ операторов,
обеспечениябезопасностииуправлениятехнологическимпроцессом,ккоторому
относиться ПО «CitectSCADA» и «ORACLE», устанавливается в памяти сервера АСУ ТП и
АРМ оператора.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Лист № 3
Всего листов 6
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Наименование ПО
Идентификационное
наименование ПО
метрологический
модуль
004
SHA-1
Алгоритм
Номер Цифровой идентификаторвычисления
версии ПО (контрольная сумма цифрового
ПОисполняемого кода)идентификатора
ПО
«ИСУ НПО
Petronics. Модуль
управления
нефтебазой
(Корпоративная
АСУ НБ)»
D1DD4F5C7BC71A42B724
A399577CE82A5B4CDC90
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню защиты «C» в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Диапазон измерений массового расхода нефтепродукта, т/ч:
а) при приемеот 71 до 258
б) при отпускеот 20 до 100
Диапазон измерений массы нефтепродукта, т:
а) при приемевместимость РВС
б) при хранениивместимость РВС
в) при отпуске вместимость автоцистерны
Диапазон измерений объема нефтепродукта, т:
а) при хранениивместимость РВС
б) при отпуске вместимость автоцистерны
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
количества нефтепродуктов, %, не более:
а) при приеме:
- trial± 0,25
б) при хранении в резервуарном парке:
- массы
1
:
до 120 т± 0,65
от 120 т и более± 0,50
- объема± 0,50
в) при отпуске:
- массы ± 0,15
- объема ± 0,25
Диапазон измерений плотности нефтепродуктов, кг/м
3
от 710 до 860
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности,
не более, %:
а) при хранении ± 0,20
б) при отпуске ± 0,15
Диапазон измерений температуры нефтепродуктов, °Сот минус 20 до плюс 60
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры
нефтепродуктов, °С:
а) при приеме± 1,0
1
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов
при хранении в резервуарном парке указаны для бензинов и дизельных топлив.
Лист № 4
Всего листов 6
15%15%
б) при хранении± 0,5
в) при отпуске± 1,2
Диапазон измерений уровня нефтепродуктов в резервуарах, мм от 300 до 12000
Пределы допускаемой погрешности измерений уровня нефтепродуктов
в резервуарах, мм± 1,0
Диапазон измерений избыточного давления нефтепродуктов при приеме, МПа от 0 до 0,3
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления
нефтепродуктов при приеме, %, не более± 0,5
Диапазоны плотностей нефтепродуктов при 15
°
С, кг/м
3
:
- бензины от 710 до 750
- дизельные топлива от 810 до 860
Диапазон температур бензинов и дизельных топлив,
°
Сот минус 20 до плюс 40
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающей среды,
°
С:
- для системы учета и контроля резервуарных запасов Entis,
узла приема и постов налива нефтепродуктов от минус 40 до плюс 50
- для контроллера Controllogix 1756 от 0 до 60
- относительная влажность, % от 30 до 80
- атмосферное давление, кПа от 84 до 106,7
Напряжение электропитания от сети переменного тока частотой (50
±
1) Гц, В220
+
10%
, 380
+
10%
--
Диапазон температуры окружающей среды, °C от минус 40 до плюс 50
Средний срок службы, лет, не менее 10
Знак утверждения типа
наносят на маркировочную табличку, крепящуюся снаружи на функциональные блоки ИС в виде
наклейки, на титульном листе в левом верхнем углу руководства по эксплуатации и формуляра
типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность
Количество
1
Наименование
Система измерительная Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-
Нижневолжскнефтепродукт»
Комплект эксплуатационной документации
Методика поверки
1
1
Поверка
осуществляется по документу МЦКЛ.0017.МП «Система измерительная Волгоградской
нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт». Методика поверки», утвержденному
ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 22.04.2013 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная передвижная на базе массомеров УППМ (номер в Госреестре
СИ РФ №
25749-03), зав. № 01,
диапазон измерений от 22 до 320 т/ч, пределы допускаемой
относительной погрешности ± 0,11 %;
- компаратор напряжений Р3003, кл. 0,0005;
- мера электрического сопротивления многозначная Р3026-1, кл. 0,002;
- цифровой прецизионный термометр DTI-1000, предел допускаемой абсолютной
погрешности измерений температуры в диапазоне от минус 50 до плюс 300
о
С: ± 0,03
о
С;
- коммуникатор HART или FOUNDATION Fieldbus;
- манометр образцовый МО по ТУ 25-05-1664-74, диапазон измерений от 0 до 1,6 МПа,
класс точности 0,25;
Лист № 5
Всего листов 6
- рулетка с грузом по ГОСТ 7502;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, 1 класса, диапазон измерений от
0 до 55
о
С;
- мерник 2 разряда вместимостью 2,0 м
3
с основной погрешностью не более ± 0,1 %, по
ГОСТ 8.400-80;
- весы электронные KES3000x-T4 фирмы Mettler-Toledo, НПВ 3000 кг, цена
поверочного деления (е) 100 г (номер в Госреестре № 19327-05);
- плотномер типа ПЛОТ-3 исполнения А, с диапазоном измерений плотности жидкости
от 680 до 1010 кг/м
3
и пределами допускаемой абсолютной погрешности при измерениях
плотности
±
0,3 кг/м
3
.
Сведения о методиках (методах) измерений
изложены в документах:
- «ГСИ. Количество и параметры нефтепродуктов. Методика измерений системой
измерительной Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» при
приеме нефтепродуктов», ФР.1.29.2012.13615;
- «ГСИ. Количество и параметры нефтепродуктов. Методика измерений системой
измерительной Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» с
использованием резервуаров стальных вертикальных номинальной вместимостью от 1000 до
2000 м
3
», ФР.1.29.2013.14276;
- «ГСИ. Количество и параметры нефтепродуктов. Методика измерений системой
измерительной Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» при
отпуске нефтепродуктов в автоцистерны», ФР.1.29.2013.14277.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерительной
Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений».
2. ГОСТ Р 8.596-02 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
3. ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
4. ГОСТ 8.558-93 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
температуры».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
осуществление торговли и товарообменныхопераций.
Изготовитель
Филиал Общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ» в г. Пермь.
Адрес: 614990, г. Пермь, ул. Попова, дом 9.
Тел. (342) 235-37-00, 235-37-01.
Факс (342) 236-00-26.
Лист № 6
Всего листов 6
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ЗАО КИП «МЦЭ»
Аттестат аккредитации № 30092-10
125424, г. Москва, Волоколамское шоссе, д. 88, стр. 8
тел.: (495) 491 78 12, (495) 491 86 55
E-mail:
,
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ. В. Булыгин
М.п.«____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 66204-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ПЭС Пестречинского РЭС 4 | Нет данных | Филиал ОАО "Сетевая компания" Приволжские электрические сети, г.Казань | 4 года | Перейти |
| 59229-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Кубра" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59710-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тульская энергосбытовая компания" | Нет данных | ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 38967-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) Санкт-Петербургский государственный технологический университет растительных полимеров | Нет данных | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 62998-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ПЭС Пригородного РЭС 1 | Нет данных | ОАО "Сетевая компания" филиал Приволжские электрические сети, г.Казань | 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