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 информационно-измерительная учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений Нет данных, ГРСИ 71831-18
Номер госреестра:
71831-18
Наименование СИ:
Система информационно-измерительная учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 4545-ИИС РП
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 70572
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система информационно-измерительная учета количества нефти в резервуарном
парке Береговых сооружений
Назначение средства измерений
Система информационно-измерительная учета количества нефти в резервуарном парке
Береговых сооружений (далее - ИИС РП) предназначена для измерений массы нефти в
резервуарном парке объекта «Береговые сооружения для приема нефти, поступающей с
морских месторождений Северного Каспия». ИИС РП применяется для контроля резервуарных
запасов нефти и при учетных операциях с нефтью, сдаваемой в трубопроводную систему
АО «КТК-Р».
Описание средства измерений
Принцип действия ИИС РП основан на косвенном методе статических измерений
массы нефти. Масса нефти в резервуаре вычисляется как произведение значений объема нефти
и ее плотности, приведенных к одинаковым условиям. Объем нефти в резервуаре определяется
с использованием градуировочных таблиц резервуара по значениям измеренного уровня
наполнения. Плотность нефти определяется гидростатическим методом либо в испытательной
(аналитической) лаборатории по объединенной пробе.
Конструктивно ИИС РП состоит из резервуаров наземных вертикальных стальных
цилиндрических РВСП-20000 с понтоном (далее - резервуары) оснащенных системой учета и
контроля резервуарных запасов Entis (регистрационный номер системы Entis 48875-12).
Резервуары представляют собой стальную конструкцию, выполненную в соответствии с
требованиями ГОСТ 31385-2008 и состоящую из цилиндрической стенки, днища, крыши,
люков, патрубков и алюминиевого понтона.
Система учета и контроля резервуарных запасов Entis состоит из уровнемеров радарных
SmartRadar, преобразователей температуры VITO модели 762 с датчиками температуры модели
768, датчиков давления SmartLine ST800, а так же устройств серии 880 CIU Prime и CIU Plus и
центральной станции (далее - АРМ оператора) с установленным программным обеспечением.
Цифровой сигнал с информацией об измеренных в резервуарах уровнях, температуре и
гидростатическом давлении нефти поступает на входы устройства 880 CIU Prime. В устройстве
880 CIU Prime сигнал преобразуется и подается на устройство 880 CIU Plus, которое используя
заранеевведенныеконфигурационныеданныеопараметрахрезервуаров,продукта,
окружающей среды и др. выполняет расчеты количества и параметров нефти. Визуализация
измерительнойинформацииивзаимодействие (интерфейс) операторовс системой
обеспечивается в АРМ оператора.
ИИС РП - единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и созданной
на Береговых сооружениях из компонентов серийного производства.
Структурная схема ИИС РП приведена на рисунке 1.
Состав и технологическая схема ИИС РП обеспечивают выполнение следующих
основных функций:
-
измерение температуры и уровня нефти в резервуарах;
-
измерение гидростатического давления столба нефти в резервуарах;
-
вычисление плотности, объема, массы нефти брутто в резервуарах при
контроле резервуарных запасов и при выполнении учетных операций;
-
вычислениенаоснованиивведенныхпоказателейкачестванефти,
характеризующих содержание в нефти воды, хлористых солей и механических
примесей, значений массы нефти нетто в резервуарах при контроле резервуарных
запасов и при выполнении учетных операций;
Лист № 2
Всего листов 6
-
контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых
параметров;
-
защиту системной информации от несанкционированного доступа к
программнымсредствамиизмененияустановленныхпараметров,атакже
формирование, хранение и выдачу отчетов об измеренных и вычисленных параметрах;
-
создание и ведение журналов аварийных и оперативных событий.
Рисунок 1 - Структурная схема ИИС РП
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) ИИС РП обеспечивает реализацию функций
ИИС РП. Защита ПО ИИС РП от непреднамеренных и преднамеренных изменений и
обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации
(введением пароля), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи,
идентификации:отображениянаинформационномдисплееИИСРПструктуры
идентификационных данных, содержащей наименование и номер версии.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИИС РП
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
Entis Pro
не ниже v2.400RU
--
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Значение
нефть по
ГОСТ Р 51858-2002
Лист № 3
Всего листов 6
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений массы нефти брутто в резервуаре, т от 750 до 16200
Диапазон измерений массы нефти нетто в резервуаре, т от 741,4 до 16200
Номинальная вместимость резервуаров, м
3
20000
Диапазон измерений уровня нефти в резервуаре, мм
*
от 0 до 20000
Диапазон измерений температуры нефти в резервуаре, °С от 0 до 100
Диапазон измерений гидростатического давления нефти в
резервуаре, кПаот 0 до 150
Диапазон измерений плотности нефти в рабочих условиях в
резервуаре, кг/м
3
от 770 до 900
Пределы допускаемой относительной погрешности
вместимости резервуаров (геометрический метод), %, не более±0,1
Пределы допускаемой приведенной погрешности
измерительных каналов гидростатического давления нефти, %±0,1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерительных каналов уровня нефти, мм±3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерительных каналов температуры нефти, °С±1
Пределы допускаемой относительной погрешности
вычислений плотности, массы (брутто и нетто) нефти, %±0,02
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нефти брутто, %
**
±0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нефти нетто, %
***
±0,6
* Настроенныйдиапазонизмеренийуровнянефтиуровнемероврадарных
SmartRadar должен находиться внутри диапазона измерений уровня нефти.
** Относительная погрешность ИИС РП при измерении массы нефти брутто
зависит от метода измерений плотности (автоматический с помощью измерительных
каналов гидростатического давления или по результатам измерений в лаборатории по
пробе и ручного ввода в систему), уровня нефти и относительной погрешности
вместимости резервуаров. Относительная погрешность ИИС РП при измерении массы
нефти брутто определяется по методике измерений «Государственная система обеспечения
единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой информационно-
измерительной учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений»,
свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 2003/2-52-311459-2018 и
обеспечивается при соблюдении указанных в методике измерений условий и требований.
*** Относительная погрешность ИИС РП при измерении массы нефти нетто
определяется по методике измерений «Государственная система обеспечения единства
измерений. Масса нефти. Методика измерений системой информационно-измерительной
учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений», свидетельство об
аттестации методики (метода) измерений № 2003/2-52-311459-2018 и обеспечивается при
соблюдении указанных в методике измерений условий и требований.
Лист № 4
Всего листов 6
от -40 до +60
от 0 до +60
Значение
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Параметры электропитания:
– напряжение переменного тока, В
– частота переменного тока, Гц
+
22
220
-
33
50
2000
39900
18000
Потребляемая мощность, В·А, не более
Габаритные размеры резервуаров (номинальные):
– диаметр внутренний, мм
– высота стенки, мм
Условия эксплуатации:
-
температура окружающей среды в месте
установкирезервуаровиизмерительных
преобразователей, °С
– температура окружающей среды в месте установки
устройств 880 CIU Prime и CIU Plus, °С
– температура окружающей среды в месте установки
АРМ оператора, °С
– относительная влажность, %, не более
– атмосферное давление, кПа
Средний срок службы, лет, не менее
от +5 до +30
95, без конденсации
от 84,0 до 106,7
20
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта ИИС РП типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность ИИС РП представлена в таблице 4.
-
1 шт.
-
1 экз.
-
1 экз.
МП 2003/1-311229-2018
1 экз.
Обозначение
Количество
Таблица 4 - Комплектность ИИС РП
Наименование
Система информационно-измерительная учета
количества нефти в резервуарном
парке Береговых сооружений, заводской
№ 4545-ИИС РП
Система информационно-измерительная учета
количества нефти в резервуарном парке Береговых
сооружений. Руководство по эксплуатации
Система информационно-измерительная учета
количества нефти в резервуарном парке Береговых
сооружений. Формуляр
Инструкция. Государственная система обеспечения
единства измерений. Система информационно-
измерительная учета количества нефти в
резервуарном парке Береговых сооружений.
Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 2003/1-311229-2018 «Инструкция. Государственная система
обеспечения единства измерений. Система информационно-измерительная учета количества
нефти в резервуарном парке Береговых сооружений. Методика поверки», утвержденному
ООО Центр Метрологии «СТП» 20 марта 2018 г.
Лист № 5
Всего листов 6
Основные средства поверки:
-
калибратор давления портативный Метран-517 (регистрационный номер 39151-12) с
модулями давления эталонными Метран-518 (регистрационный номер 39152-12), код модуля
160К, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 160 кПа; пределы допускаемой
основной приведенной погрешности ±0,02 %; пределы допускаемой дополнительной
приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха на
каждые 10 °С от температуры от плюс 18 до плюс 22 °С ±0,01 %;
-
уровнемер электронный переносной HERMetic UTImeter Otex (регистрационный
номер 51436-12), диапазон измерений уровня нефти от 0,004 до 30 м, цена деления 1,0 мм,
диапазон измерений температуры нефти от минус 40 до плюс 90 °С, пределы допускаемой
абсолютной погрешности измерений уровня нефти, границы раздела сред ±(2+0,05H
*
), пределы
абсолютной погрешности измерений температуры ±0,1 °С в диапазоне от 0 до плюс 70 °С,
рабочий диапазон температур окружающей среды от минус 20 до плюс 50 °С;
-
плотномер портативный DM-230.2A с датчиком температуры (регистрационный
номер 51123-12), диапазон измерений температуры от минус 40 до плюс 85°С, пределы
допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры ±0,2 °С;
-
рулетка измерительная металлическая с грузом РНГ модификации Р30Н2Г
(регистрационный номер 43611-10), диапазон измерений от 0 до 30000 мм, класс точности 2;
-
линейка измерительная металлическая (регистрационный номер 20048-05), предел
измерений 500 мм;
-
толщиномер ультразвуковой А1207 (регистрационный номер 48244-11);
-
нивелир электронный SDL30 (регистрационный номер 51740-12);
-
средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав ИИС РП.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик ИИС РП с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИИС РП.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции «Государственная система обеспечения
единстваизмерений.Массанефти.Методикаизмеренийсистемойинформационно-
измерительной учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений»,
свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 2003/2-52-311459-2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе информационно-
измерительной учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика
поверки
ГОСТ 31385-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и
нефтепродуктов. Общие технические условия
Лист № 6
Всего листов 6
Изготовитель
Закрытое акционерное общество Научно-инженерный центр «ИНКОМСИСТЕМ»
(ЗАО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ»)
ИНН 1660002574
Адрес: 420095, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Восстания, д. 100, корп. 13
Юридический адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Пионерская, д. 17
Телефон: (843) 212-50-10, факс: (843) 212-50-20
Web-сайт:
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП»
(ООО Центр Метрологии «СТП»)
Адрес: Республика Татарстан, 420107, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, офис 7
Телефон: (843) 214-20-98, факс: (843) 227-40-10
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО Центр Метрологии «СТП» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311229 от 30.07.2015 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 |
| 46410-10 | Канал информационно-измерительный АИИС КУЭ ГУ ОАО "ТГК-2" по Тверской области | Нет данных | Главное Управление ОАО "ТГК-2" по Тверской области, г.Тверь | 4 года | Перейти |
| 55946-13 | Система измерительная расхода и количества охлаждающей воды на Тобольской промышленной площадке ООО "Тобольск-Полимер" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 2 года | Перейти |
| 72367-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН" | Нет данных | ПАО "ТНС энерго Нижний Новгород", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
| 38931-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Транссибирские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Сокур" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 65719-16 | Система учета электроэнергии АО "Янтарьэнерго" | Нет данных | ЗАО "Централизованный региональный технический сервис", 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