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 "Основная схема учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ" Нет данных, ГРСИ 66434-17
Номер госреестра:
66434-17
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти "Основная схема учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Великие Луки
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 437
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 64936
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема
учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета
СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» (далее - система) предназначена для
автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении приемо-
сдаточных операций.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических
измерений массы брутто нефти с применением преобразователей расхода жидкости,
преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные
электрические сигналы с преобразователей поступают на соответствующие входы контроллера
измерительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем
алгоритму.
Системапредставляетсобойединичныйэкземпляризмерительнойсистемы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и
импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока фильтров,
системы обработки информации, системы дренажа, блока измерений показателей качества
нефти (далее - БИК), стационарной поверочной установки, узла регулирования давления, узла
регулирования расхода, узла подключения передвижной поверочной установки, узла отбора
проб, технологических и дренажных трубопроводов.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в
соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех (резервного и двух рабочих) измерительных каналов объема
нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности
давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят
следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинный MVTM (далее - ТПР), регистрационный
номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -
регистрационный номер) 16128-10;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП),
регистрационный номер 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829,
регистрационный номер 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15;
- датчики температуры 644 и 3144Р, регистрационный номер 39539-08;
- датчики температуры TMT142R, регистрационный номер 63821-16;
- термопреобразователь универсальный ТПУ 0304, регистрационный номер 50519-12;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные номера 14061-99,
14061-04, 14061-10;
- датчики давления «Метран-150», регистрационный номер 32854-09;
- преобразователи давления измерительные АИР-20/М2, регистрационные номера
46375-11 и 63044-16;
- расходомер - счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер
57762-14;
Лист № 2
Всего листов 5
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее - ИВК), регистрационный
номер 38623-11;
- блоки обработки данных «VEGA-03», регистрационный номер 20498-00;
- контроллер программируемый Simatic S7-400, регистрационный номер 15773-11;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного
обеспечения.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный номер 1844-63;
- манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ, регистрационный номер
26803-11;
- манометры МП показывающие, регистрационный номер 59554-14;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических
измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих
средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР
с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной ВНР-1900;
-автоматическийиручнойотборпробсогласноГОСТ2517-2012«Нефть
и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
-автоматическийконтрольпараметровизмеряемогопотока,ихиндикацию
и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Дляисключениявозможностинесанкционированноговмешательствасредства
измерений снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ.
Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования,
применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и
поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает
реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в
таблице 1.
Уровень защиты ПО системы «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ.
Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного
обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные
(признаки)
ПО ИВК S600+
(основной)
ПО ИВК S600+
(резервный)
mass_netto.pas
LinuxBinary.app
LinuxBinary.app
-
06.09е/09е
06.09е/09е
CRC 32
CRC 16
CRC 16
Значения
ПО АРМ оператора
БИЛ СИКН № 437 «ГСК
РАСХОД НТ БИЛ»
7673463с
0259
О259
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии (идентифика-
ционный номер ПО)
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные
данные
Лист № 3
Всего листов 5
Метрологические и технические характеристики
Количество измерительных линий, шт.
Измеряемая среда
Значение характеристики
от 409 до 3944
±0,25
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений расхода, м
3
/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти, %
±0,35
3 (две рабочих и одна
резервная)
0,2
0,4
непрерывный
Суммарные потери давления в СИКН при максимальном
расходе и максимальной вязкости, МПа, не более
- в рабочем режиме
- в режиме поверки и КМХ
Режим работы СИКН
Параметры измеряемой среды:
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические
условия»
0,3
0,2
0,6
от +3,8 до +18,7
от 865,5 до 885,5
Давление нефти, МПа:
- рабочее
- минимально допустимое
- максимально допустимое
Рабочий диапазон температуры нефти, ºС
Плотность в рабочем диапазоне температуры нефти, кг/м
3
Вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры,
мм
2
/с (сСт)
от 14 до 36
1
100
0,05
66,7 (500)
1,9
100
40
Массовая доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более
Массовая доля серы, %, не более
Массовая доля сероводорода, млн.
-1
(ppm), не более
Массовая доля метил-и этилмеркаптанов в сумме, млн.
-1
,
(ppm), не более
Режим управления:
- основной запорной арматурой
- регуляторами расхода и давления
автоматизированный
автоматический
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
380, трехфазное,
220±22, однофазное,
50
от -41 до +38
+15
- частота переменного тока, Гц
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- температура воздуха в помещениях, где установлено
оборудование СИКН, °С, не менее
- относительная влажность воздуха в помещениях, где
установлено оборудование СИКН, %
- относительная влажность окружающего воздуха, %
- атмосферное давление, кПа
от 30 до 80
от 55 до 98
от 84,0 до 106,7
Лист № 4
Всего листов 5
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы
типографским способом.
Комплектность средства измерений
Обозначение
Заводской № 437
Количество
1 шт.
Таблица 4 - Комплектность системы
Наименование
Система измерений количества и показателей качества нефти
«Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань»
Рязанского РНУ»
Инструкция по эксплуатации
«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН
№ 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки»
-
МП 0485-14-2016
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0485-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань»
Рязанского РНУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 14 октября 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная
схема для средств измерений объема и массы жидкости», регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 3.2.ВЮЕ.0001.2015, диапазон измерений объемного
расхода рабочей среды от 190 до 1900 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной погрешности
±0,1 %.
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений
количества и показателей качества нефти № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ
АО «Транснефть - Верхняя Волга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений
№ 089-01.00152-2013-2016 от 30.08.2016г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань»
Рязанского РНУ»
1ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования
к методикам выполнения измерений».
2ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
Изготовитель
Великолукский завод «Транснефтемаш» - филиал АО «Транснефть - Верхняя Волга»
ИНН 5260900725
Адрес: 182115, Россия, Псковская обл. г. Великие Луки, ул. Гоголя, д. 2
Телефон (факс): +7 (1153) 9-26-67, +7 (1153) 9-26-67
Лист № 5
Всего листов 5
Заявитель
Акционерное общество «Транснефть - Метрология»
ИНН 771501001
Адрес: 127254, Россия, Москва, ул. Добролюбова, д. 16, корп. 1
Телефон (факс): +7 (495) 950-87-00, +7 (495) 950-85-97
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: Россия, РТ, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»
Телефон (факс): (843) 272-70-62, 272-00-32
Е-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 40938-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" | Нет данных | ЗАО "Энерготестконтроль Северо-Запад", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 51078-12 | Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ОАО "Фортум" филиал "Челябинская ТЭЦ-3" | Нет данных | ООО "НТЦ "Комплексные системы", г.Челябинск | 4 года | Перейти |
| 34401-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Сюмси" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59343-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Монди СЛПК" | Нет данных | ООО "Эльстер Метроника", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59827-15 | Система измерения количества газа №368 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения | Нет данных | ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень | 2 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