Заказать поверку
Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Нет данных
ГРСИ 59786-15

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
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории
Заказать
поверку
Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Нет данных, ГРСИ 59786-15
Номер госреестра:
59786-15
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 76
Описание типа:
Методика поверки:
-
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым.
Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения:
Читать в отдельном окне
Untitled document
Приложение к свидетельству № 57778
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти274
ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти 274 ПСП «Каменный
Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее СИКН) предназначена для автоматических измерений
массы брутто и автоматизированных измерений массы нетто нефти при ведении учетных
операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и ОАО «Северо-Западные МН».
Описание средства измерений
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений –
с помощью расходомеров массовых.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (далее
БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), блока поверочной установки
(далее ПУ), системы обработки информации (далее СОИ), узла подключения передвижной
поверочной установки.
Блок фильтров состоит их двух коллекторов DN 250, двух фильтров сетчатых с
быстросъемной крышкой «МИГ-ФБ-200-4,0», запорной арматуры DN 200. Для измерения
перепада давления на каждом фильтре установлены преобразователь давления измерительныйе
Deltabar S PMD с калиброванным диапазоном измерений от 0 до 0,4 МПа и пределами
допускаемой относительной погрешностью ±0,075 %, манометры на входе и выходе фильтра.
БИЛ состоит из трех блоков БИЛ1, БИЛ2 и БИЛ3. В состав БИЛ1 входят две рабочие
измерительные линии (далее ИЛ). В состав БИЛ2 входит одна рабочая ИЛ. В состав БИЛ3
входит одна резервная ИЛ. В каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:
- расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass F
DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 (далее преобразователь расхода) с
диапазоном измерений массового расхода от 80 до 800 т/ч и пределами допускаемой
относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода не более ± 0,25 %;
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0
до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем
сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и
пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности, вязкости нефти, объемной
доли воды в нефти, и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего
определения показателей качества нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти
в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012. В
БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) с
диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м
3
и пределами допускаемой абсолютной погрешности
не более ± 0,3 кг/м
3
;
- дварасходомерамассовыхPromass(рабочийирезервный)спервичным
преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40 с
диапазоном измерений расхода нефти от 1 до 45 т/ч и пределами допускаемой относительной
погрешности измерений не более ± 5 %;
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) с диапазоном
измерения объемной доли воды от 0,01 % до 2,0 % и пределами допускаемой основной
абсолютной погрешности измерения ± 0,05 %;
Лист № 2
Всего листов 6
- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829
(рабочий и резервный) с диапазоном измерений динамической вязкости от 0,5 до 100 мПа•с и
пределами допускаемой основной абсолютной погрешности измерений динамической вязкости:
±0,2 мПа•с в диапазоне от 0,5 до 10 мПа•с; ± 1 мПа•с в диапазоне от 10 до 100 мПа•с;
- прибор УОСГ-100 СКП с диапазоном измерений давления от 0 до 10 МПа и пределами
допускаемой абсолютной погрешности измерений давления не более ± 0,1 МПа, с диапазоном
измерений изменения вместимости от 0 до 30·10
-6
м
3
и пределами допускаемой абсолютной
погрешности измерений изменения вместимости не более: ± 0,2·10
-6
м
3
в диапазоне от 0
до 10·10
-6
м
3
и ±0,4·10
-6
м
3
– в диапазоне от 10·10
-6
до 30·10
-6
м
3
;
- анализатордавлениянасыщенныхпаровавтоматическийпоточный
MINIVAP ON-LINE с диапазоном измерения давления насыщенных паров от 0 до 1 МПа и
пределом допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0
до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем
сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и
пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;
- два изокинетических пробоотборника Clif Mock True Cut С-22 (рабочий и резервный);
- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р» с диспергатором;
- термостатирующий цилиндр для проведения контроля метрологических характеристик
(далее – КМХ) поточных преобразователей плотности жидкости измерительных 7835;
- два циркуляционных насоса GSA 1,5x1x6H C A4 49 (рабочий и резервный);
- узела подключения пикнометрической установки.
В состав блока ПУ входят:
- установка поверочная двунаправленная 2-го разряда с диапазоном измерений от 40 до
400 м
3
/ч и пределами допускаемой основной относительной погрешности
±
0,1 %;
- два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP с диапазоном измерений
от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- два преобразователя измерительных iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем
сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и
пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной
поверочной установки 1-го разряда при проведении поверки установки поверочной
двунаправленной 2-го разряда либо, в случае необходимости, расходомеров массовых Promass,
установленных в БИЛ. На узле подключения передвижной ПУ установлены:
- два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP с диапазоном измерений
от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- два преобразователя измерительных iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем
сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и
пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
На входном коллекторе СИКН установлены:
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0
до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- манометр для местной индикации давления;
- два индикатора фазового состояния
- пробозаборное устройство МВПТ-А-250-6,3-1п.
На выходном коллекторе СИКН установлены:
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0
до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
Лист № 3
Всего листов 6
- преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем
сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и
пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Система обработки информации состоит из:
- два контроллера измерительных FloBoss S600 (рабочий и резервный) с пределами
допускаемой относительной погрешности при вычислении массы, расхода и объема ±0,01%;
- преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н с диапазоном входного
тока от 0 до 24 мА и пределами допускаемой приведенной погрешности преобразования
±0,02%.
- два автоматизированных рабочих места оператора (рабочего и резервного) на базе
персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», предназначенных для
визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами
работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности нефти (кг/м
3
),
объемной доли воды в нефти (%), динамической вязкости нефти (мПа•с), давления насыщенных
паров нефти (кПа), массового расхода нефти через БИК (т/ч);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений
содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ преобразователей расхода по стационарной ПУ или передвижной ПУ;
- поверку стационарной ПУ по передвижной поверочной установке 1-го разряда;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- ручной отбор точечных проб нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов,
протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на
средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня верхний
и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее
контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора,
базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных
операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
КметрологическизначимойчастиПОнижнегоуровняотносятсяархив
«vxworks.bin.05.bin», характеризующий операционную систему контроллера. Свидетельство о
метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров измерительных FloBoss
S600 № 1551014-06, выдано ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г.
К ПО верхнего уровня относится ПО програмный комплекс «Cropos», выполняющее
функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора
функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется
система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных
документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения
№ 01.00284-2010-015/04-2014 от 20.03.2014 г. ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К
метрологически значимой части ПО програмный комплекс «Cropos» относятся файлы
«doc.exe», «poverka.exe», «dens.exe».
ВПОСИКНзащитаотнепреднамеренныхипреднамеренныхизменений
метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:
Лист № 4
Всего листов 6
- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части
ПО и данным с помощью системы паролей;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (рабочего и
резервного):
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО 280513res
Номер версии (идентификационный номер) ПО 405
Цифровой идентификатор ПО 0179
Другие идентификационные данные (если имеются) -
Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» (рабочего и резервного):
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОpoverka.exedoc.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО - -
Цифровой идентификатор ПО 992D9511 B768BE77
Другие идентификационные данные (если имеются) - -
dens.exe
-
81458CA4
-
Метрологические и технические характеристики
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
от 130 до 834
от +5 до +40
от 0,3 до 1,0
от 805 до 850
6,0
от 2,5 до 25
0,5
±0,2
±0,5
±0,3
±0,25
Рабочая среда
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
Рабочий диапазон температуры нефти, °С
Рабочий диапазон давления нефти, МПа:
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м
3
Вязкость нефти кинематическая, мм
2
- при температуре 20 °С, не более
- в рабочем диапазоне температур
Массовая доля воды в нефти, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
температуры, °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, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти, %
±0,35
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 274
ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0054-14 МП.
4. Паспорт.
Лист № 5
Всего листов 6
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0054-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика
поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 16.09.2014 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и
нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти
УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
- рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;
- 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.
Сведения о методиках (методах) измерений
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей
качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», аттестована ОП ГНМЦ
ОАО «Нефтеавтоматика» 19.06.2013 г., ФР.1.29.2014.16938.
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений
количества и показателей качества нефти 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-
ПЕРМЬ»
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам
выполнения измерений».
2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем
измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго
России от 31.03.2005 г. № 69.
Рекомендации по областям применения в trial государственного регулирования
обеспечения единства измерений:
осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика»
(ОАО «Нефтеавтоматика»)
450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
тел/факс (347) 228-81-70
E-mail:
Лист № 6
Всего листов 6
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной
научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Тел./факс: (843) 295-30-47; 295-30-96;
E-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ОП ГНМЦ «ОАО «Нефтеавтоматика» по проведению
испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30141-10 от 01.03.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«
»________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
Похожие средства измерения:
ГРСИ Наименование СИ Тип СИ Производитель МПИ Ссылка
34344-07 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Сибнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Демьянское-2" Нет данных ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва 4 года Перейти
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
77069-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Самара" Тольяттинское ЛПУ МГ КС-9 Нет данных ИТЦ ООО "Газпром энерго", г.Оренбург 4 года Перейти
71777-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саратовской ТЭЦ-2 филиала "Саратовский" ПАО "Т Плюс" Нет данных ПАО "Т Плюс", Московская обл. 4 года Перейти
73380-18 Система автоматизированная учета тепловой энергии и параметров теплоносителя АО "Юго-Западная ТЭЦ" (Тепломагистраль на Красносельскую котельную №4) Нет данных АО "Юго-Западная ТЭЦ", г.С.-Петербург 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


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


Поверка средств измерений