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 № 36 на ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть - Дружба" Нет данных, ГРСИ 64898-16
Номер госреестра:
64898-16
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть - Дружба"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Транснефть - Дружба", г.Брянск
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 36
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63318
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС
«Лопатино» АО «Транснефть
–
Дружба»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС «Лопати-
но» АО «Транснефть – Дружба» (далее – система) предназначена для автоматизированных из-
мерений массы и показателей качества нефти, при проведении учетных операций между
АО «Транснефть – Дружба» и АО «Транснефть – Прикамье».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических
измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением пре-
образователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в ла-
боратории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразо-
вателей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет измерительно-вычислительный
контроллер, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным услови-
ям. Массу нетто нефти вычисляет АРМ оператора, как разность массы брутто нефти и массы
балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой
концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборато-
рии или определенной по результатам измерений объёмной доли воды с помощью влагомера
нефти поточного.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных ли-
ний, блока измерений показателей качества нефти, стационарной трубопоршневой установки,
системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены
непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной до-
кументацией на систему и ее компоненты.
В систему входят следующие средства измерений:
– преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (далее - ТПР), регист-
рационный номер в государственном реестре средств измерений Федерального информацион-
ного фонда по обеспечению единства измерений (далее – регистрационный) № 15427-01;
– преобразователь расхода роторный TOKICO (далее – ТПР), год выпуска 1976, с заво-
дским № 2209, прошедший процедуру метрологической аттестации;
– преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный
№ 15644-01;
– преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, регист-
рационный № 15642-01;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-05;
– расходомер UFM 3030К, регистрационный № 32562-06;
– преобразователи давления измерительные EJA модели 110, регистрационные
№ 14495-00;
– преобразователи давления измерительные EJA модели 530, регистрационные
№ 14495-00;
– преобразователи давления измерительные EJX 430 А, регистрационный № 28456-04;
– термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820, реги-
страционный № 32460-06;
– термопреобразователи сопротивления типа TR модификации 200, регистрационный
№ 17622-98;
Лист № 2
Всего листов 4
установка для жидкостей фирмы
– двунаправленная трубопоршневая поверочная
«Daniel» (далее – ТПУ), регистрационный № 20054-00.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
– контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 (основной и резервный), ре-
гистрационный № 15066-01;
– автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением
«Rate АРМ оператора УУН», имеющие выделенную метрологически значимую часть (библио-
теку «RateCalc»), свидетельство об аттестации программного обеспечения№ 13602-15 от
24.06.2015;
– контроллеры программируемые логические PLC Modicon Quantum 140 (основной и ре-
зервный) для управления запорной и регулирующей арматурой, регистрационный №18649-09.
Идентификационное на-
именование ПО
«RateCalc»
2.4.1.1
F0737B4F
(признаки)
тора УУН»
В состав системы входят показывающие СИ:
– манометры для точных измерений МТИ, регистрационный № 1844-63;
–манометры показывающие для точных измерений МПТИ–У2, регистрационный
№ 26803-11;
– термометры лабораторные стеклянные с взаимозаменяемыми конусами № 4, регистра-
ционный № 4661-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабо-
чем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности нефти;
– вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с
использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой до-
ли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-
щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР с примене-
нием ТПУ;
– проведение КМХ рабочих ПР по контрольно-резервному ПР применяемому в качестве
контрольного;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепро-
дукты. Методы отбора проб»;
– контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений
установленных границ;
– защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 и АРМ оператора
«Rate АРМ оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разде-
лено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Сведения о ПО указа-
ны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные дан-Значение
ные
ПО «Rate АРМ опера-
ПО OMNI-6000ПО OMNI-6000
(о
с
нов
н
о
й
, резер
вн
ы
й
)
(основной) (резервный)
--
Номер версии (идентифи-
кационный номер ПО)
024.72024.73
--
Цифровой идентификатор
ПО
Алгоритм вычисления
CRC32
--
Лист № 3
Всего листов 4
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ опе-
ратора структуры идентификационных данных.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-
тановленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-
крыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечи-
вается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализо-
ванных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал со-
бытий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены
от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и
преднамеренных изменений соответствует среднему уровню защиты в соответствии с
Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка за-
щиты программного обеспечения».
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
от 10 до 100
Т а б л и ц а 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Количество измерительный линий, шт.
3 (две рабочих, одна контрол
ь
но-
резервная)
Диапазон измерений расхода, м
3
/чот 200 до 2000
Пределы допускаемой относительной погрешности при
измерении массы брутто нефти, %±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности при
измерении массы нетто нефти, %±0,35
Давление измеряемой среды, МПа от 0,2 до 1,6
Температура измеряемой среды, °С от +3 до +30
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Измеряемая среда«Нефть. Общие технические
условия» (с изм. №1 от 2006)
Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне
температуры, кг/м
3
от 800 до 950
Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем
диапазоне температуры, мм
2
/с (сСт)
Массовая доля воды, %, не более0,5
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более 100
Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05
Условия эксплуатации СИКН:
-температура окружающей среды,
°С
-относительная влажность воздуха, %
от -40 до +50
95
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС «Лопати-
но» АО «Транснефть – Дружба», 1 шт., заводской № 36;
– инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти № 36 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть – Дружба», 1 экз.;
Лист № 4
Всего листов 4
– МП 0314-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей
качества нефти № 36 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть – Дружба». Методика поверки»,
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0314-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть –
Дружба». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 13 июля 2015 г.
Основное средство поверки:
Установка трубопроршневая с максимальным объемным расходом 1900 м
3
/ч, и
пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС «Лопатино» АО
«Транснефть–Дружба»(свидетельствообаттестацииметодикиизмерений
№ 01.00257-2013/383014-15 от 25 июня 2015г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть – Дружба»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объе-
ма и массы жидкости
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методи-
кам выполнения измерений»
Изготовитель
Акционерное общество «Транснефть – Дружба» (АО «Транснефть – Дружба»)
ИНН 3235002178
241020, Россия, Брянская обл., г. Брянск, ул. Уральская, 113
Телефон: +7 (4832) 74-76-52, факс: +7 (4832) 67-62-30 E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А
Тел.: +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
С.С. Голубев
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
М.п.«____» __________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 34486-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Верхневолжские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Балахониха" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 47799-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Липецкой области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 35079-07 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ООО "Мысковская горэлектросеть" | Нет данных | ЗАО "РегионЭнергоСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 63719-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Р-20" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 53811-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии бытовых потребителей ООО "Мысковская горэлектросеть" | Нет данных | ЗАО "Сервисный центр Энергия", г.Новосибирск | 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