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 25-РК-А002 НПС "Кропоткинская" АО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р" Нет данных, ГРСИ 70299-18
Номер госреестра:
70299-18
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти 25-РК-А002 НПС "Кропоткинская" АО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 25-РК-А002
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 68957
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти 25-РК-А002
НПС «Кропоткинская» АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества 25-РК-А002 НПС «Кропоткинская»
АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р» (далее - СИКН) предназначена для
автоматических измерений массы и показателей качества нефти.
Описание средства измерений
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических
измерений по результатам измерений в трубопроводе:
- объёма нефти с помощью преобразователей расхода, давления и температуры;
- плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления
и температуры.
Система представляет собой единичный экземпляр изделия, спроектированного для
конкретного объекта из компонентов импортного и отечественного изготовления. Монтаж
и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии
с проектной документацией и эксплутационными документами ее компонентов.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений
показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), блока
поверочной установки (ПУ), узла подключения передвижной ПУ, пробозаборного устройства.
Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски
и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, трех рабочих и одной резервной
измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений) и технические средства:
-фильтр-грязеуловительвкомплектеспреобразователемразностидавления,
предназнченными для контроля перепада давления на фильтрах;
- расходомеры-счетчики жидкости турбинные HELIFLU TZ-N DN 150 (регистрационный
№ 15427-96), или преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N DN 150
(регистрационный № 15427-01, № 15427-06), или преобразователи расхода турбинные HTM
(регистрационный № 56812-14);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-04
или № 14061-10) или преобразователь давления измерительный 3051S (регистрационный
№ 24116-08);
- преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры (регистрационный
№ 14683-95 или № 14683-00) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым
серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- датчик температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) для измерений и местной
индикации температуры;
- манометр для местной индикации давления.
На входном коллекторе БИЛ установлены:
- манометр для местной индикации давления;
- два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М;
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.
Лист № 2
Всего листов 8
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб
для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти
в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012,
установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений
и технические средства (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений):
- преобразователи плотности измерительные модели 7835 (регистрационный № 15644-96)
либо преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (регистрационный
№ 15644-01 или № 15644-06);
- преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827 (регистрационный
№ trial-96 или № 15642-01) либо преобразователи плотности и вязкости жидкости
измерительные модели 7827 (регистрационный № 15642-06), предназначенные для оперативного
контроля вязкости нефти;
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01 или № 14557-10),
предназначенные для оперативного контроля влагосодержания нефти;
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-04
или № 14061-10), или преобразователи давления измерительные 3051S (регистрационный
№ 24116-08);
- преобразователь измерительный (интеллектуальный) 3144 к датчикам температуры
(регистрационный№ 14683-95)вкомплектестермопреобразователемсопротивления
платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- датчики температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) для измерений и местной
индикации температуры;
- термометр электронный «ЕхТ-01» для местной индикации температуры (регистрационный
№ 44307-10);
- преобразователь расхода жидкости турбинный (регистрационный № 12750-91) или
преобразователь расхода турбинный Smith Guardsman G (регистрационный № 12750-00);
- две системы смешивания и отбора проб Clif Mock True Cut;
- весы электронные Mettler Toledo DB 60sx для контроля наполнения пробоотборных
емкостей;
- пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;
- манометры для местной индикации давления.
Поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода проводят
с помощью блока ПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя
следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений):
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная EN-FAB, зав. № BMP-99021-04
(регистрационный № 54057-13);
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-04
или № 14061-10) или преобразователи давления измерительные 3051S (регистрационный
№ 24116-08);
- преобразователи измерительные (интеллектуальные) 3144 к датчикам температуры
(регистрационный № 14683-95) в комплекте с термопреобразователями сопротивления
платиновыми серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- преобразователи измерительные 3144Р (регистрационный № 14683-04) в комплекте
с термопреобразователями сопротивления платиновыми 65 (регистрационный 22257-11)
для местной индикации температуры;
- датчики температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) для измерений и местной
индикации температуры;
- манометры для местной индикации давления.
Лист № 3
Всего листов 8
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля
метрологических характеристик преобразователей расхода по передвижной ПУ и для поверки
установки поверочной трубопоршневой двунаправленной EN-FAB по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав
СОИ входят пять измерительно-вычислительных комплексов (ИВК), осуществляющих сбор
измерительной информации и формирование отчетных данных, два автоматизированных
рабочих места оператора (АРМ-оператора), на базе персонального компьютера с программным
комплексом на базе SCADA-системы «InTouch v.7.0» фирмы «Wonderware», оснащенных
монитором, клавиатурой и печатающим устройством и программируемый логический
контроллер ControlLogix серии PLC5550 (далее - ПЛК).
Четыре ИВК предназначены для вычисления параметров потока нефти, перекачанной
через БИЛ (каждый - отдельно на одну из измерительных линий), пятый ИВК предназначен для
вычисления показателей качества в БИК и для приема сигналов с ПУ. В качестве ИВК
применяются следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
по обеспечению единства измерений):
- комплекс программно-технический модели 7951 (регистрационный № 53848-13);
- вычислитель расхода жидкости и газа мод. 7951 (регистрационный № 15645-06);
- устройство измерения параметров жидкости и газа мод.7951 (регистрационный
№ 26579-04).
- устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951 (регистрационный
№ 15645-01).
АРМ оператора суммирует расход, объем и массу с ИВК и автоматически формирует и
печатает по запросу 2-х часовые отчеты, а по окончании партии (суток) автоматически
формирует и по запросу распечатывает отчет СИКН за период приема-сдачи нефти и
ежедневный отчет.
ПЛК отвечает за контроль состояния и дистанционное управление электроприводами
задвижек, регуляторов расхода, насосов и пробоотборников, а также системами вентиляции,
пожарной сигнализацией и газоанализа в БИК.
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 температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м
3
),
вязкости (мм
2
/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);
- автоматическое вычисление массовой доли воды в нефти (%);
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода (ПР)
по стационарной или передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов,
протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Слив нефти из трубопроводов СИКН производится в дренажные емкости, отдельно для
учтенной и для неучтенной нефти.
При выходе из строя средства измеренийдопускается замена отказавшего средства
измерений на другое, аналогичного типа по техническим и метрологическим характеристикам.
Средства измерений, применяемые для оперативного контроля технологических
параметров и показателей качества нефти (преобразователи перепада давления на фильтрах,
преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827, влагомеры нефти поточные
УДВН-1пм, весы электронные Mettler Toledo DB 60sx и преобразователь расхода жидкости
турбинный в БИК), подлежат калибровке.
Общий вид СИКН приведен на рисунке 1.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может
влиять на показания средств измерений, входящие в состав СИКН, обеспечена возможность
пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения оттисков клейм или наклеек на эти
средства измерений в соответствии с методиками поверки этих средств измерений.
Лист № 4
Всего листов 8
Рисунок 1 - Общий вид СИКН
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН реализовано в ИВК, ПЛК и АРМ-
оператора. Встроенное в ИВК ПО представляет собой микропрограмму, предназначенную для
обеспечения функционирования прибора и управления интерфейсом. ПО ИВК реализованно
аппаратно и является метрологически значимым. ПО ИВК производит обработку сигналов,
поступающих со средств измерений, установленных на СИКН, и производит расчет массы
нефти.
ПО АРМ-оператора выполняет функции передачи данных с ИВК для их отображения на
станциях оператора и предназначенно для отображения функциональных схем и технологических
параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, а также суммирование
количества нефти, измеренной ИВК и формирование отчетных документов. К метрологически
значимой части ПО относится файл 00000085.nmd. Изменение и редактирование ПО АРМ-
оператора недоступно для пользователя.
ПО ПЛК не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено
для контроля и управления технологическими процессами.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его
соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой
логинов и паролей разного уровня доступа, ведения доступного только для чтения журнала
событий. Доступ к ПО для пользователя закрыт. Конструкция системы исключает возможность
несанкционированного влияния на ПО системы и измерительную информацию.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 5
Всего листов 8
Идентификационные данные (признаки)
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
Значение
ИВКАРМ-оператора
- 00000085.nmd
2510 Iss 4.04-
2b3d0b0b793bd0bf3
-03af9ba7e54e4ea
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма исполняемого кода)
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
-MD5
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м
3
/ч
Диапазон измерений температуры нефти,
°
С
Диапазон измерений плотности нефти, кг/м
3
Значение
от 300 до 1560
от 0 до +50
от 700 до 1000
от 0 до 2,5
±0,5
±0,2
Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа
Пределы допускаемой приведенной погрешности к
диапазону измерений избыточного давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
температуры нефти, ºС
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
плотности нефти, кг/м
3
±0,36
±0,05
±0,005
±0,025
±0,05
±0,025
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК при
преобразовании входного аналогового сигнала постоянного
тока в значение температуры, °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК при
преобразовании входного аналогового сигнала постоянного
тока в значение давления, МПа
Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК
при преобразовании входного импульсного сигнала в
значение объема нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК
при преобразовании входных электрических сигналов в
значение массы нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК
при преобразовании входных электрических сигналов в
значение коэффициента преобразования ПР при его
поверке по ПУ, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК при
преобразовании входных электрических сигналов в
значение плотностинефти при стандартных условиях, кг/м
3
±0,1
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы брутто нефти, %
±0,25
Таблица 3 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Рабочая среда
Количество измерительных линий, шт.
Рабочий диапазон температуры нефти, °С
Значение
нефть
4 (3 рабочих, 1 резервная)
от +5 до +50
Лист № 6
Всего листов 8
Значение
от 0,19 до 1,40
от 750 до 890
от 1 до 14
0,5
не допускается
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
Рабочий диапазон давления нефти, МПа
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м
3
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм
2
/с
Массовая доля воды, %, не более
Содержание свободного газа
Параметры электропитания:
- напряжение переменного тока, В
380±38
220±22
50±1
2500
9000
17000
- частота переменного тока, Гц
Габаритные размеры СИКН, мм, не более
- высота
-ширина
- длина
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
Средний срок службы, лет
Средняя наработка на отказ, ч
Режим работы СИКН
от -30 до +45
80
от 96 до 104
10
20000
постоянный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность средства измерений
Обозначение
-
Количество
1 шт.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и
показателей качества нефти 25-РК-А002
НПС «Кропоткинская» АО «Каспийский
Трубопроводный Консорциум-Р»
Инструкция по эксплуатации СИКН
ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти 25-РК-А002
НПС «Кропоткинская» АО «Каспийский
Трубопроводный Консорциум-Р».
Методика поверки
-
НА.ГНМЦ.0131-16 МП
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0131-16 МП «ГСИ. Система измерений количества
и показателей качества нефти 25-РК-А002 НПС «Кропоткинская» АО «Каспийский Трубопроводный
Консорциум-Р». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»
22.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- мерники эталонные 1 разряда по ГОСТ 8.470-82 с пределами допускаемой относительной
погрешности ±0,02%;
- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002 с пределами допускаемой относительной
погрешности ±0,05%;
Лист № 7
Всего листов 8
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная EN-FAB (регистрационный
№ 54057-13);
- установка пикнометрическая «H&D Fitzgerald» (регистрационный № 21551-01);
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти
и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный № 39214-08);
- калибратор давления портативный Метран-517 в комплекте с модулями давления
эталонными Метран-518 (регистрационный № 39151-12);
- калибратор температуры JOFRA серии RТС-R модели RTC-157В (регистрационный
№ 46576-11);
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методиках (методах) измерений
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей
качества нефти «СИКН-25-РК-А002 НПС «Кропоткинская», утверждена ГНМЦ ФГУП «ВНИИР»
19.02.2014 г., зарегистрирована в федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений под номером ФР.1.29.2014.18056.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измерений количества и показателей качества нефти 25-РК-А002 НПС «Кропоткинская»
АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р»
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 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости
МИ 3532-2015 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях
с применением систем измерений количества и показателей качества нефти
CPC 70008 Технические требования на узлы учета нефти
Руководящий документ «Инструкция по учету нефти в системе КТК»
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие
ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»)
ИНН 0278096217
Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, проспект Салавата Юлаева, д. 89
Телефон (факс): +7 (347)292-79-10, 292-79-11, 292-79-13
E-mail:
Web-сайт:
Заявитель
Акционерное общество «Инженерная компания «КВАНТОР» (АО «ИК «КВАНТОР»)
ИНН 0276040956
Адрес: 450076, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Гоголя, д. 60/1
Юридический адрес: 450083, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Р. Зорге, д. 52/1, оф. 67
Телефон (факс): +7 (347) 251-65-63, 251-65-59, 251-66-72, 251-66-95
E-mail:
Web-сайт:
Лист № 8
Всего листов 8
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика»
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Телефон (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.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 28724-05 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОЭМК -01 | Нет данных | ОАО "Оскольский Электрометаллургический комбинат", г.Старый Оскол | 4 года | Перейти |
| 30512-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Центральная" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 72355-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Правобережная" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 54639-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ленэнерго" для энергоснабжения ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ОАО "Средне-Невский судостроительный завод", ОАО "Усть-Ижорский фанерный комбинат") | Нет данных | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 31660-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Янтарьэнерго" АИИС КУЭ ОАО "Янтарьэнерго" | Нет данных | ООО "ЕвроСибЭнерго-инжиниринг", г.Москва | 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