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 № 239 на ПСП "Похвистнево" АО "Самаранефтегаз" Нет данных, ГРСИ 70236-18
Номер госреестра:
70236-18
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП "Похвистнево" АО "Самаранефтегаз"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Самаранефтегаз", г.Самара
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 239
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 68894
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти№239
на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево»
АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для определения количества и показателей
качества нефти при учетных операциях между АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона)
и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга»
(принимающая сторона) на ПСП «Похвистнево.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических
измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных
преобразователей плотности, преобразователей температуры, давления и системы обработки
информации.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока
измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной
установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла
подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная
арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. БИЛ состоит из
двух рабочих и одной резервной измерительных линий.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для
лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор пробы нефти в БИК осуществляется
через пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе
БИЛ.
Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик
преобразователей расхода жидкости турбинных.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав
СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» с функцией резервирования,
осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных,
автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с
программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и
печатающим устройством.
Перечень средств измерений и вспомогательных устройств приведен в таблице 1.
Место
установки
Таблица 1 - Средства измерений и вспомогательные устройства в составе СИКН
Средства измерений и
вспомогательныеКоличество,ДиапазонРегистрационный
устройства в составе шт. измерений номер
СИКН
1
Преобразователь
расхода жидкости
турбинный MVTM
23
В соответствии
3с результатами
поверки
45
16128-01
16128-06БИЛ
16128-10
Лист № 2
Всего листов 8
3
от 0 до 6 МПа
3
от 0 до 200 кПа
13849-04
3
14684-00
14684-06
63889-16
3
от 0 до +50 °С
3
от 0 до 1 МПа
1844-63
3
от 0 до +55 °С
303-91
БИЛ
1
-
-
1
от 0 до 1 МПа
14061-10
1
14683-09
1
от 0 до +50 °С
22257-11
На выходном
коллекторе
2
от 0 до 1 МПа
1844-63
1
от 0 до +55 °С
303-91
На выходном
коллекторе
2
2
от 300
до 1100 кг/ м
3
15644-96
15644-01
1
от 0 до 6 МПа
14061-04
БИК
2
3
5
4
14061-04
14061-10
14061-15
22257-01
22257-05
22257-11
Продолжение таблицы 1
1
Преобразователь
давления
измерительный 3051
Датчик давления
1151DP
Преобразователь
измерительный 444
к датчикам
температуры
Термопреобразователь
сопротивления
платиновый 65
Манометр для точных
измерений МТИ 1216
Термометр ртутный
стеклянный лабора-
торный ТЛ-4 № 2
Пробозаборное
устройство
Преобразователь
давления
измерительный 3051
Преобразователь
измерительный 3144
к датчикам
температуры
Термопреобразователь
сопротивления
платиновый 65
Манометр для точных
измерений МТИ 1216
На входном и
выходном
коллекторах
от 0,01
до 2,00 %
14557-05
14557-10
Термометр ртутный
стеклянный лабора-
торный ТЛ-4 № 2
Влагомер нефти
поточный УДВН-1пм
Преобразователь
плотности
измерительный 7835
Преобразователь
давления
измерительный 3051
Лист № 3
Всего листов 8
1
от 0,5
до 100,0 мПа·с
15642-06
1
-
1
14684-06
1
от 0 до +50 °С
2
от 0 до 1 МПа
1844-63
1
от 0 до +55 °С
303-91
2
-
-
1
-
-
1
23520-02
2
от 0 до 1 МПа
14061-10
14061-15
2
2
от 0 до +50 °С
22257-05
22257-11
2
от 0 до 1 МПа
1844-63
2
от 0 до +55 °С
303-91
2
3
45
Продолжение таблицы 1
1
Преобразователь
плотности и вязкости
жидкости
измерительный 7829
Счетчик жидкости
турбинный Invalco
В соответствии с
результатами
калибровки
22257-05
БИК
В соответствии с
результатами
поверки
Преобразователь
измерительный 444
к датчикам
температуры
Термопреобразователь
сопротивления
платиновый 65
Манометр для точных
измерений МТИ 1216
Термометр ртутный
стеклянный лабора-
торный ТЛ-4 № 2
Автоматический
пробоотборник Cliff
Mock C-22
Устройство для
ручного отбора
точечных проб
с диспергатором
по ГОСТ 2517-2012
Установка
трубопоршневая
«Сапфир-М»-500
Преобразователь
давления
измерительный 3051
Преобразователь
измерительный 3144
к датчикам
температуры
Термопреобразователь
сопротивления
платиновый 65
Манометр для точных
измерений МТИ 1216
Термометр ртутный
стеклянный
лабораторный
ТЛ-4 № 2
14683-04
14683-09
ТПУ
Лист № 4
Всего листов 8
СОИ
345
-19240-05
УУН»
2 (основной
Продолжение таблицы 1
12
Комплекс 1 (два
измерительно- вычислителя:
вычислительный основной и
ИМЦ-03 резервный)
АРМ оператора с ПО
«Rate АРМ оператора
и резервный)
--
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек
на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м
3
/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение контролируемых параметров: температуры (°С), давления
(МПа), плотности (кг/м
3
), вязкости (мм
2
/с) нефти, содержания воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений
содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода
жидкости турбинных по стационарной поверочной установке;
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов,
протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Пломбировка СИКН осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО
системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора
УУН». Идентификационные данные ПО системы представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данныеЗначение
(признаки)ПО АРМ оператораПО ИВК
«Rate АРМ оператора
УУН»
oil_tm.exe
2.3.1.1
B6D270DB
342.01.01
1FEEA203
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления
цифрового идентификатора ПО
CRC32
CRC32
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и
нижний. К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ИМЦ-03»
(далее - ИВК), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения
ИВК № ПО-2550-03-2011, выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14 января 2011 г.
Лист № 5
Всего листов 8
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Rate АРМ оператора
УУН», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции
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 № 20902-11 от 27 декабря
2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, непреднамеренных и
преднамеренных изменений алгоритмов и установленных параметров разграничением прав
доступа пользователей с помощью системы паролей, ведения журнала событий, доступного
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя
закрыт. При изменении установленных параметров в ПО системы обеспечивается подтверждение
изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при
этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только
для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от изменения путем
кодирования.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены
в таблице 3.
Значение
от 64 до 600
от 0,3 до 0,7
±0,25
±0,35
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м
3
/ч
Избыточное давление нефти, МПа
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы нетто нефти, %
Параметры измеряемой среды:
-
измеряемая среда
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические
условия»
от +15 до +40
от 830 до 890
от 7 до 37
66,7 (500)
0,5
-
температура нефти, °С
-
плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3
-
кинематическая вязкость нефти, мм2/с
Давление насыщенных паров нефти,
кПа (мм рт.ст.), не более
Массовая доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3,
не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Содержание свободного газа
100
0,05
не допускается
Лист № 6
Всего листов 8
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 4
Значение
3 (2 рабочие, 1 резервная)
непрерывный
автоматизированный и ручной
ручной
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Количество измерительных линий, шт.
Режим работы СИКН
Режим управления:
-
запорной арматурой;
-
регуляторами расхода.
Параметры электропитания:
-
напряжение переменного тока, В
380±38 трехфазное;
220±22 однофазное
50±1
В-1а/ класс 2
В-1г/ класс 2
-
А
Ан
Д
У3
-
частота питающей сети, Гц
Класс взрывоопасной зоны ПУЭ/ГОСТ 30852.9:
- БИК, БИЛ
- ТПУ
- операторная ПСП, электрощитовая СИКН
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности
по СП 12.13130.2009:
- БИК, БИЛ,
- ТПУ
- операторная ПСП, электрощитовая СИКН
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69
«Машины, приборы и другие технические изделия.
Исполнения для различных климатических районов.
Категории, условия эксплуатации, хранения и
транспортирования в части воздействия климатических
факторов внешней среды»
Температура окружающего воздуха в блок-боксе
с технологической частью СИКН, °С
Срок службы, лет, не менее
от +5 до +35
20
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
Обозначение
Количество
-
1 шт.
Таблица 5 - Комплектность СИКН
Наименование
Система измерений количества и показателей
качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево»
АО «Самаранефтегаз», заводской № 239
«Инструкция ОАО «Самаранефтегаз»
по эксплуатации системы измерений количества
и показателей качества нефти № 239
приемо-сдаточного пункта «Похвистнево»
П4-04 И-006 ЮЛ-035
1 экз.
Лист № 7
Всего листов 8
Обозначение
Количество
Продолжение таблицы 5
Наименование
«Рекомендация. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 239
на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз».
Методика поверки.»
М 12-052-2017
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу М 12-052-2017 «Рекомендация. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз».
Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 19 мая 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная
схема для средств измерений объема и массы жидкости»;
- средства поверки в соответствии с документами на СИ, входящие в состав системы.
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
Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением cистемы измерений
количества и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз»,
утверждена ООО «Метрология и Автоматизация» в г. Самара 23 ноября 2016 г. Регистрационный
номер ФР.1.29.2017.25663
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 239 на ПСП «Похвистнево» АО «Самаранефтегаз»
МИ 3532-2015 Рекомендация. ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при
учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.
МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств
измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей
качества нефти и поверочных установок.
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений.
Изготовитель
Акционерное общество «Самаранефтегаз» (АО «Самаранефтегаз»)
ИНН 6315229162
Адрес: 443071, г. Самара, Волжский проспект, д. 50
Телефон: 8 (846) 3330232, факс: 8 (846) 3334508
Web-сайт:
E-mail:
Лист № 8
Всего листов 8
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области»
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, д. 134
Телефон(факс): 8 (846) 3360827
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 42401-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС "Вязники" - АИИС КУЭ ПС "Вязники" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 27027-04 | Установки для измерений параметров воздушного потока многоканальные | УППВМ | ЗАО НПП "Доза", пос.Менделеево | 2 года | Перейти |
| 37763-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ВСК-Энерго" по объекту 4 (82 КЭЧ, 328 ЭТК) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 69059-17 | Резервуары стальные вертикальные цилиндрические | РВС-3000, РВС-5000 | АО "Самаранефтегаз", г.Самара | 5 лет | Перейти |
| 38893-08 | Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная ОАО "Карпинский электромашиностроительный завод" | Нет данных | ООО "Энерготрейдинговая компания "Прогресс", г.Екатеринбург | 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