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 измерительная Кстовской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт" Нет данных, ГРСИ 72423-18
Номер госреестра:
72423-18
Наименование СИ:
Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт", г.Нижний Новгород
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 71192
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
СистемаизмерительнаяКстовскойнефтебазыООО «ЛУКОЙЛ-
Волганефтепродукт»
Назначение средства измерений
Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт»
(далее – ИС) предназначена для измерений параметров технологического процесса (давления,
температуры, нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее – НКПР),
объемного расхода, массового расхода), формирования сигналов управления и регулирования.
Описание средства измерений
Принцип действия ИС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке
при помощи комплексов измерительно-вычислительных и управляющих на базе платформы
Logix на базе контроллеров ControlLogix (серия 1756) (далее – ControlLogix) (регистрационный
номер в Федеральном информационном фонде (далее – регистрационный номер) 42664-09)
входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее – ИК) от первичных и
промежуточных измерительных преобразователей (далее –ИП).
ИС состоит из ИК, системы измерений массы и объема нефтепродуктов в резервуаре
СИМОН-2 (регистрационный номер 34967-07) (предназначенной для измерения массы
нефтепродуктов в резервуарах нефтебазы косвенным методом (резервная схема учета)), сервера и
операторских станций управления.
ИС осуществляет измерение параметров технологического процесса следующим
образом:
-
первичные ИП преобразуют текущие значения параметров технологического процесса
в аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА и
цифровые сигналы;
-
аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до
20 мА от первичных ИП поступают на входы преобразователей измерительных ввода-вывода
ACT20X (далее – ACT20X) (регистрационный номер 60310-15);
-
аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до
20 мА от ACT20X поступают на входы модулей 1756-IF16 ControlLogix (далее – 1756-IF16);
-
цифровые сигналы от первичных ИП поступают на цифровые входы модулей
ControlLogix.
Сигналы управления и регулирования (аналоговые сигналы силы постоянного тока от 4
до 20 мА) генерируются модулями 1756-OF8 ControlLogix (далее – 1756-OF8).
Цифровые коды, преобразованные посредством модулей ввода аналоговых сигналов в
значения физических параметров технологического процесса, отображаются на мнемосхемах
мониторов операторских станций управления в виде числовых значений, гистограмм, трендов,
текстов, рисунков и цветовой окраски элементов мнемосхем, а также интегрируется в базу
данных ИС.
Состав средств измерений, входящих в состав первичных ИП ИК, указан в таблице 1.
Лист № 2
Всего листов 7
Таблица 1 – Средства измерений, входящие в состав первичных ИП ИК
Наименование ИКНаименование первичного ИП ИК
Регистрационный
номер
ИК давления
ИК НКПР
Датчик давления Метран-150 (модель 150TG
код диапазона 3) (далее – Метран-150TG)32854-13
Термопреобразовательсопротивления
платиновый серии TR (модель TR62) (далее –
ИК температурыTR62)49519-12
Преобразователь измерительный серии iTEMP
TMT (модель TMT82) (далее – TMT82)57947-14
Газоанализатор СГОЭС (исполнение СГОЭС
пропан) (далее – СГОЭС)32808-09
Расходомер массовый Promass (первичный
преобразовательрасхода Promass F с
электронным преобразователем 83) (далее –
ИК объемногоPromass 83F), диаметр условного прохода 8 мм15201-11
расходаСчетчик-расходомер массовый Micro Motion
(первичный преобразователь модели CMF300 с
электронным преобразователем 2700) (далее –
CMF300)45115-16
ИК массовогоPromass 83F, диаметр условного прохода 8 мм15201-11
расходаCMF30045115-16
ИС выполняет следующие функции:
-
автоматизированное измерение, регистрация, обработка, контроль, хранение и
индикация параметров технологического процесса;
-
предупредительнаяиаварийнаясигнализацияпривыходепараметров
технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в
работе оборудования;
-
управлениетехнологическимпроцессомвреальноммасштабевремени;
противоаварийная защита оборудования установки;
-
отображение технологической и системной информации на операторской станции
управления;
-
накопление, регистрация и хранение поступающей информации;
-
самодиагностика;
-
автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов;
-
защита системной информации от несанкционированного доступа программным
средствам и изменения установленных параметров.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) ИС обеспечивает реализацию функций ИС.
Защита ПО ИС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его
соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от
несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 2.
Лист № 3
Всего листов 7
Значение
CitectSCADA
Петроникс-НБ
не ниже 7.40
не ниже 2.1.5.6283
–
9776795E78982EFF6C390E96E81E32A72697AAB3
–
SHA-1
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО ИС
Идентификационные
данные (признаки)
Идентификационное
наименование ПО
Номерверсии
(идентификационный
номер) ПО
Цифровой
идентификатор ПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора ПО
ПО ИС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и
установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для
чтения журнала событий.
Уровень защиты ПО ИС «средний» в соответствии с Р 50.2.077–2014.
Метрологические и технические характеристики
Основные технические характеристики ИС представлены в таблице 3.
Примечание – ИП, эксплуатация которых в указанных диапазонах температуры окружающей
среды и относительной влажности не допускается, эксплуатируются при температуре окружающей среды и
относительной влажности, указанных в технической документации на данные ИП.
Значение
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИС
Наименование характеристики
Параметры электрического питания:
-
напряжение переменного тока, В
+
57
+
22
380
-
76
;
220
-
33
50±1
20
1000
2000
1000
400
-
частота переменного тока, Гц
Потребляемая мощность, кВ·А, не более
Габаритные размеры отдельных шкафов, мм, не более:
-
ширина
-
высота
-
глубина
Масса отдельных шкафов, кг, не более
Условия эксплуатации:
а) температура окружающей среды, °С:
-
в месте установки вторичной части ИК
-
в местах установки первичных ИП ИК
б) относительная влажность, %, не более
в) атмосферное давление, кПа
от +15 до +25
от -40 до +50
от 30 до 80,
без конденсации влаги
от 84,0 до 106,7 кПа
Метрологические характеристики ИК ИС приведены в таблице 4.
Лист № 4
Всего листов 7
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК ИС
Метролог
и
че
с
к
и
е хара
к
тер
и
стики ИК
Метрологические характеристики измерительных компонентов ИК
Первичный ИПВторичный ИП
ПределыТипПределы
Наимено-Диапазоныдопускаемой Тип (выходной Пределы допускаемой барьера Типа модуля допускаемой
вание ИК измерений основной сигнал) основной погрешности искро- ввода/вывода основной
погрешностизащитыпогрешности
ИКМетран-150TG
ИК темпе-
ратуры
ИК НКПР
апазоне от 0
апазоне от
Δ: ±5 % НКПР (в
50 % НКПР);
50 до 100 % НКПР)
давл
е
н
и
я
от 0 до 1,6 МПаγ: ±0,24 %
(от 4 до 20 мА)
γ: ±0,075 %
TR62:
TR62 (НСХΔ: ±(0,15+0,002·|t|), °С;ACT20X1756-IF16γ: ±0,20 %
от -50 до +60 °СΔ: ±0,43 °СPt100) с TMT82 TMT82:
(от 4 до 20 мА)Δ: ±0,14 °С (АЦП) и
γ: ±0,03 % (ЦАП)
Δ: ±5 % НКПР (в
от 0 до
ди
50 %
НКПР);
до
СГОЭС
диапазоне от 0 до
100 % НКПР
ди
δ: ±10 % (в
50
(от 4 до 20 мА)
δ: ±10 %
(
в диа
п
азоне от
до 100 % НКПР)
от 0,03 доδ:Promass 83Fδ:
2,00 м
3
/ч
1)
±0,10 % (±0,25 %
2)
)(цифровой)±0,10 % (±0,25 %
2)
)
ИК
объемного
расхода
от 6,82 доδ:CMF300δ:
272,00 м
3
/ч
1)
±0,11 % (±0,25 %
3)
)(цифровой)±0,11 % (±0,25 %
3)
)
δ:Promass 83Fδ:
массового
расхода
ИКот 30 до 2000 кг/ч
1)
±0,10 % (±0,25 %
2)
)(цифровой)±0,10 % (±0,25 %
2)
)
4)
от 6820 доδ:CMF300δ:
272000 кг/ч
1)
±0,10 % (±0,25 %
3)
)(цифровой)±0,10 % (±0,25 %
3)
)
–ControlLogix–
ведения
силы тока
ИК
во
с
произ-
от 4 до 20 мАγ: ±0,10 %–––1756-OF8γ: ±0,10 %
Лист № 5
Всего листов 7
1)
Указан максимальный диапазон измерений (диапазон измерений может быть настроен на меньший диапазон в соответствии с эксплуатационной
документацией на ИП ИК).
2)
При поверке согласно МИ 3151–2008 или МИ 3272–2010.
3)
При калибровке с помощью компакт-прувера, трубопоршневой установки, эталонов-2-го разряда или при поверке с помощью процедуры SMV.
4)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта с помощью CMF300 при отпуске в автоцистерны (минимальная доза
отгрузки 2 м
3
) составляют ±0,25 %.
Примечания
1 НСХ – номинальная статическая характеристика, АЦП – аналогово-цифровое преобразование, ЦАП – цифро-аналоговое преобразование. 2
Приняты следующие обозначения:
Δ – абсолютная погрешность;
δ – относительная погрешность;
γ – приведенная погрешность (нормирующим значением для приведенной погрешности является разность между максимальным и минимальным значениями
диапазона измерений);
t – измеренная температура, °С.
3 Для расчета погрешности ИК в условиях эксплуатации:
-
приводят форму представления основных и дополнительных погрешностей измерительных компонентов ИК к единому виду (приведенная, относительная,
абсолютная);
-
для каждого измерительного компонента ИК рассчитывают пределы допускаемых значений погрешности в условиях эксплуатации путем учета основной и
дополнительных погрешностей от влияющих факторов.
Пределы допускаемых значений погрешности
D
СИ
измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации рассчитывают по формуле
n
22
D
СИ
=
±
D
0
+
å
D
i
,
i
=
0
D
где
D
0
– пределы допускаемой основной погрешности измерительного компонента;
– погрешности измерительного компонента от i-го влияющего фактора в условиях эксплуатации при общем числе n учитываемых влияющих
i
факторов.
Для каждого ИК рассчитывают границы, в которых c вероятностью равной 0,95 должна находиться его погрешность
D
ИК
в условиях эксплуатации, по
формуле
k
D
ИК
=
±
1,1
×
å
(
D
СИj
)
2
,
j
=
0
где
D
СИj
– пределы допускаемых значений погрешности
D
СИ
j-го измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации.
Продолжение таблицы 4
Лист № 6
Всего листов 7
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность ИС представлена в таблице 5.
–
1 шт.
Обозначение
Количество
Таблица 5 – Комплектность ИС
Наименование
СистемаизмерительнаяКстовскойнефтебазы
ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт», заводской № 1
Паспорт
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
–
–
МП 1605/1-311229-2018
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 1605/1-311229-2018 «Государственная система обеспечения
единстваизмерений.СистемаизмерительнаяКстовскойнефтебазыООО «ЛУКОЙЛ-
Волганефтепродукт». Методика поверки», утвержденному
ООО Центр Метрологии «СТП» 16 мая 2018 г.
Основные средства поверки:
-
средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав ИС;
-
калибратормногофункциональныйMC5-R-IS(регистрационныйномер
22237-08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА; пределы
допускаемой основной погрешности воспроизведения
±
(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон
измерений силы постоянного тока от минус 100 до 100 мА, пределы допускаемой основной
погрешности измерений
±
(0,02 % показания + 1,5 мкА);
-
установкаповерочнаясредствизмеренийобъемаимассыУПМ-2000
(регистрационный номер45711-10), номинальная вместимость при температуре
плюс 20 °С – 2000 дм
3
, пределы относительной погрешности при измерении массы ±0,04 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик ИС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИС.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
системе измерительной
измерительныхсистем.
Нормативные документы, устанавливающие требования к
Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт»
ГОСТ Р 8.596–2002 ГСИ.Метрологическоеобеспечение
Основные положения
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью«ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт»
(ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт»)
ИНН 5260100937
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Грузинская, 26
Телефон: +7 (831) 278-99-00, факс: +7 (831) 278-99-14
Web-сайт:
E-mail:
Лист № 7
Всего листов 7
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП»
Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, офис 7
Телефон: +7 (843) 214-20-98, факс: +7 (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 метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 80987-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Ульяновский ПАО "Т Плюс" г. Ульяновск | Филиал "Ульяновский" Публичного Акционерного Общества "Т Плюс" (ПАО "Т Плюс"), г. Ульяновск | 4 года | Перейти | |
| 58629-14 | Система измерений количества и показателей качества газа ЗАО "Ванкорнефть" по объекту "Газопровод Ванкор-Хальмерпаютинское от ЦПС Ванкорского месторождения ОАО "НК "Роснефть" до межпромыслового газопровода ООО "Лукойл-Западная Сибирь" | Нет данных | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва | 2 года | Перейти |
| 66115-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по объекту ЛПДС "Кропачево" | Нет данных | ООО "СпецЭнергоСервис", г.Уфа | 4 года | Перейти |
| 57683-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "МРСК Центра" по точкам поставки в границах филиала "Орелэнерго" | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 68862-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Пикалевская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), 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