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 № 268 ПСП "Ножовка" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Нет данных, ГРСИ 67071-17
Номер госреестра:
67071-17
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП "Ножовка" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 77
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 65594
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти№268
ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП «Ножовка»
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы
брутто и автоматизированных измерений массы нетто нефти при ведении приемо-сдаточных
операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть - Прикамье».
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 и узел подключения передвижной ПУ установлены на
открытой площадке, БИЛ, БИК, блок ПУ и СОИ установлены в отапливаемом помещении.
Блок фильтров состоит их двух коллекторов DN 150, двух фильтров сетчатых с
быстросъемной крышкой «МИГ-ФБ-100-6,3», запорной арматуры DN 100. Для измерения
перепада давления на каждом фильтре установлены преобразователь давления измерительныйе
Deltabar S PMD75 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16781-02),
манометры на входе и выходе фильтра.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов и двух измерительных линий (ИЛ) -
одна рабочая и одна резервная. В каждой ИЛ установлены следующие средства измерений
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):
- расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass F
DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 (регистрационный № 15201-05);
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP41 (регистрационный
№ 23360-02);
- преобразователь измерительный iTemp TMT (регистрационный № 26240-03) в
комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10
(регистрационный № 26239-06);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа.
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. В БИК установлены
следующие средства измерений и технические средства (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде):
- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный)
(регистрационный № 15644-06);
- дварасходомерамассовыхPromass(рабочийирезервный)спервичным
преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40
(регистрационный № 15201-05);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) (регистрационный
№ 14557-05);
Лист № 2
Всего листов 6
- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829
(рабочий и резервный) (регистрационный № 15642-06);
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP41 (регистрационный
№ 23360-02);
- преобразователь измерительный iTemp TMT (регистрационный № 26240-03) в
комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10
(регистрационный № 26239-06);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;
- устройство для определения содержания свободного газа в нефти УОСГ-100 СКП;
- две системы автоматического отбора образцов Clif Mock серии С (рабочая и резервная);
- 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 (рабочий и резервный);
- узела подключения пикнометрической установки.
В состав блока ПУ входят:
- установка поверочная двунаправленная 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 с диапазоном
измерений от 14 до 140 м
3
/ч и пределами допускаемой основной относительной погрешности
±
0,1 %;
- два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP41 (регистрационный
№ 23360-02);
- два преобразователя измерительных iTemp (регистрационный № 26240-03) в комплекте
стермопреобразователямисопротивленияплатиновымысерииTRмоделиTR10
(регистрационный № 26239-06);
- 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 PMP41 (регистрационный
№ 23360-02);
- два преобразователя измерительных iTemp TMT (регистрационный № 26240-03) в
комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновымы серии TR модели TR 10
(регистрационный № 26239-06);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКН установлены:
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP41 (регистрационный
№ 23360-02);
- преобразователь измерительный iTemp TMT (регистрационный № 26240-03) в
комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10
(регистрационный № 26239-06);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;
- два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700.
Система обработки информации состоит из:
- дваконтроллераизмерительныхFloBossS600(рабочийирезервный)
(регистрационный № 14661-02);
- комплексизмерительно-вычислительныйиуправляющийнабазеPLC
(регистрационный № 15652-04);
- преобразователиизмерительные(барьерыискрозащиты)серииμZ600
(регистрационный № 28979-05);
Лист № 3
Всего листов 6
- 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.
К метрологически значимой части ПО контроллеров измерительных FloBoss S600
относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики
конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе
выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
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. 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:
- 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
измерительных FloBoss S600
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров
(рабочего и резервного)
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Значение
fb_nogovka_1
440
bc1b
Лист № 4
Всего листов 6
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» (рабочего и резервного)
Идентификационное наименование ПОpoverka.exedoc.exedens.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО - - -
Цифровой идентификатор ПО 992D9511 44D4B4B0 8172E8D6
Метрологические и технические характеристики
Значение
от 60,00 до 127,68
±0,25
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти, %
±0,35
Таблица 4 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м
3
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм
2
/с
Рабочий диапазон давления нефти, МПа
Рабочий диапазон температуры нефти,
°
С
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Содержание свободного газа
Количество измерительных линий, шт.
Режим работы СИКН
Значение
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
от 891 до 912
от 22 до 93
от 2,8 до 6,2
от +12 до +40
0,5
0,05
100
не допускается
2 (1 рабочая, 1 резервная)
непрерывный
2
3
4
0
+
+
Напряжение питания сети, В
400
-
40
230
-
23
Частота питающей сети, Гц
Средний срок службы, лет, не менее
Средняя наработка на отказ, ч
(50±0,5)
10
2000
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта на СИКН типографским способом.
Комплектность средства измерений
Обозначение
Количество
1 шт.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и показателей
качества нефти № 268 ПСП «Ножовка»
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» заводской №77
Паспорт
Инструкция «ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 268
ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».
Методика поверки»
НА.ГНМЦ.0135-16 МП
1 экз.
1 экз.
Лист № 5
Всего листов 6
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0135-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти № 268 ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика
поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 25.11.2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой
абсолютной погрешности измерений не более ±0,1 кг/м
3
;
- рабочий эталон вязкости жидкостей 2 разряда по ГОСТ 8.025-96;
- рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по
ГОСТ 8.614-2013;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и
нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
39214-08);
- калибратор давления модульный MC2-R (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 28899-05);
- калибратортемпературыАТС-140В(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 20262-07);
- магазинсопротивленийР4831(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 6332-77).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки СИКН наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей
качества нефти № 268 ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», аттестована ОП ГНМЦ
АО «Нефтеавтоматика» 11.11.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 268 ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
плотности
ГОСТ 8.025-96 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вязкости
жидкостей
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
Изготовитель
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
ИНН 0278005403
450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
Тел/факс +7 (347) 228-81-70
E-mail:
Лист № 6
Всего листов 6
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
(ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»)
614990, Российская Федерация, г.Пермь, ул.Ленина, д. 62
Тел. +7 (342) 235-66-48, 235-61-01
Факс: +7 (342) 235-68-07, 235-64-60
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика»
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Тел/факс: +7 (843) 295-30-47, 295-30-96
E-mail:
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 09.10.2015 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 |
| 60533-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС Левобережная-Водоканал | Нет данных | ОАО "Дальневосточная Энергетическая Компания", г.Владивосток | 4 года | Перейти |
| 68743-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Яуза Риэлти" | Нет данных | ООО "Центральная Энергосбытовая Компания", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 72557-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть-Дальний Восток" по объекту НПС №1 | Нет данных | ООО "Транснефть - Дальний Восток", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 65422-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Черномортранснефть" по ПК "Шесхарис" площадка "Шесхарис" | Нет данных | АО Группа Компаний "Системы и Технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 77960-20 | Установки воздушно-тепловые для измерений влажности зерна и зернопродуктов | СЭШ-10ЭМ | ИП Мелкумян Арман Карленович, г.Ростов-на-Дону | 1 год | 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