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 № 623 ПСП "Лопатино" ООО "САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ" Нет данных, ГРСИ 72485-18
Номер госреестра:
72485-18
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 623 ПСП "Лопатино" ООО "САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 118
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 71258
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестваtrial№623
ПСП «Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 623 ПСП «Лопатино»
ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ» (далее – СИКН) предназначена для
автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных
операций между сдающей стороной - ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ» и принимающей
стороной - Куйбышевским РУ АО «Транснефть-Дружба».
Описание средства измерений
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений с
помощью счетчиков-расходомеров массовых.
СИКН представляет собой единичный экземпляр изделия, спроектированного для
конкретного объекта из компонентов импортного и отечественного производства. 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 (далее - БИЛ), блока
измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора и обработки информации
(далее - СОИ), пробозаборного устройства (далее – ПЗУ). Технологическая обвязка и запорная
арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (далее - ИЛ), одной резервно-
контрольной ИЛ, входного и выходного коллекторов.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие средства измерений (далее – СИ)
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений) и технические средства:
- датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03);
- манометр для местной индикации давления.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый CMF300 (регистрационный № 13425-01);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- датчик давления коррозионностойкий «Метран-49» (регистрационный № 19396-00) или
датчик давления «Метран-100» (регистрационный № 22235-01) или датчик давления «Метран-
150» (регистрационный № 32854-13);
- манометры для местной индикации давления.
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- термопреобразовательсопротивленияплатиновыйсерии65(регистрационный
№ 22257-01) в комплекте с преобразователем измерительным 644 (регистрационный
№ 14683-04);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля показателей качества
нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор
представительной пробы нефти в БИК осуществляется через ПЗУ щелевого типа по
ГОСТ 2517-2012.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный
№ 52638-13);
Лист № 2
Всего листов 5
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829
(регистрационный № 15642-06);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05);
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 (регистрационный № 22214-01);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный №
22257-01)вкомплектеспреобразователемизмерительным644(регистрационный
№ 14683-04);
- два автоматических пробоотборника Проба-1М для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной с диспергатором по ГОСТ 2517-2012 для ручного отбора проб;
- место для подключения пикнометрической установки и устройства определения
свободного газа;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав
СОИвходят:комплексизмерительно-вычислительныйИМЦ-03(регистрационный
№ 19240-05), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных
данных, два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с
программным комплексом «FORWARD», оснащенных монитором, клавиатурой, мышкой и
печатающим устройством.
Поверку и контроль метрологических характеристик (далее – КМХ) счетчиков-
расходомеров массовых проводят с помощью блока поверочной установки (далее – БПУ),
расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие СИ и
технические средства:
- установка трубопоршневая «Сапфир М»-300 (регистрационный № 23520-02);
- два преобразователя давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-04);
- два термопреобразователя сопротивления платиновых серии 65 (регистрационный
№ 22257-01) в комплекте с преобразователями измерительными 644 (регистрационный
№ 14683-04);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и КМХ
счетчиков-расходомеров массовых и поверки установки трубопоршневой «Сапфир М»-300 по
передвижной ПУ.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м
3
),
вязкости (мм
2
/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);
- поверку и КМХ счетчиков-расходомеров массовых по БПУ, КМХ счетчиков-
расходомеров массовых, установленнх на рабочих ИЛ, по счетчику-расходомеру массовому,
установленному на резервно-контрольной ИЛ;
- поверку установки трубопоршневой «Сапфир М»-300 по передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов,
протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может
влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в
соответствии с МИ 3002-2006, нанесения оттисков клейм или наклеек на эти СИ в соответствии
с методиками поверки для данных СИ.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня –
верхний и нижний.
Лист № 3
Всего листов 5
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03
(далее – ИВК). К метрологически значимой части ПО ИВК относится исполняемый файл
oil_mm. ИВК под управлением ПО обеспечивает измерение, контроль и преобразование
входных электрических сигналов, поступающих от измерительных преобразователей в составе
СИКН, проведение вычислительных операций согласно заложенным алгоритмам, создание и
ведение архивов данных.
К ПО верхнего уровня относится комплекс ПО верхнего уровня «FORWARD»,
выполняющее следующие функции: прием данных с нижнего уровня, отображения на станциях
оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработка
управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Комплекс ПО верхнего
уровня «FORWARD» не содержит метрологически значимую часть ПО.
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;
- механическим опломбированием ИВК;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Значение
oil_mm
351.2.1
Метрологические и технические характеристики
Значение
от 52,7 до 175,6
±0,25
Таблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон массового расхода, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности при
измерении массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности при
измерении массы нетто нефти, %
±0,35
Значение
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Вязкость измеряемой среды кинематическая в рабочем
диапазоне температуры, мм
2
/с
от 5 до 60
от 810 до 950
от +5 до +40
66,7 (500)
0,5
не допускается
Плотностьизмеряемойсредыврабочемдиапазоне
температуры, кг/м
3
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды,
°
C
Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более
Массовая доля воды, %, не более
Содержание свободного газа, %
Рабочий диапазон давления измеряемой среды в СИКН,
МПа
Количество измерительных линий, шт
Trial работы СИКН
от 0,4 до 1,6
3 (2 рабочих, 1 резервно-
контрольная)
периодический
Лист № 4
Всего листов 5
Значение
400±40/230±23
50±0,4
12 000х6 000х3 050
Наименование характеристики
Напряжение питания сети, В
Частота питающей сети, Гц
Габаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм, не более:
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
Срок службы, лет, не менее
Средняя наработка на отказ, ч
от -40 до +50
95
от 96 до 104
15
20 000
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
качестванефти№ 623ПСП«Лопатино»
ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ»,
зав. № 118
Инструкция по эксплуатации СИКН
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества
ипоказателейкачестванефти№623
ПСП «Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ
- ТЕРМИНАЛ». Методика поверки
-
НА.ГНМЦ.0197-17 МП
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0197-17 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количестваипоказателейкачестванефти№623ПСП«Лопатино»
ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ».Методика поверки», утверждённому
ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 17.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной
схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом
Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону
расходов СИКН;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе МН 798-2017 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой
измеренийколичестваипоказателейкачестванефти№623ПСП«Лопатино»
ООО«САМАРАТРАНСНЕФТЬ- ТЕРМИНАЛ», аттестованном ОПГНМЦ
АО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-078/01-2017 от
10.04.2018 г.).
Лист № 5
Всего листов 5
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 623 ПСП «Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ -
ТЕРМИНАЛ»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной
поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости
и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ИМС Инжиниринг» (ЗАО «ИМС Инжиниринг»)
ИНН 7710431220
Адрес: 103050, г. Москва, преулок Благовещенский, д. 12, корп. 2
Телефон (факс): +7 (495) 245-13-14 (+7 (495) 245-34-92)
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «САМАРАТРАНСНЕФТЬ-ТЕРМИНАЛ»
(ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ-ТЕРМИНАЛ»)
ИНН 6367042944
Адрес: 443010, г. Самара, ул. Чапаевская, д. 138А
Юридический адрес: 443536, Самарская обл., Волжский р-он, с. Николаевка, территория
Нефтеперерабатывающий завод
Телефон (факс): +7 (846) 332-20-00 (+7 (846) 332-10-85)
E-mail:
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Телефон (факс): +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68 (+7 (843) 567-20-10)
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 метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 30277-05 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ "ИГК" | Нет данных | ОАО "Ивановская генерирующая компания", г.Иваново | 4 года | Перейти |
| 81319-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСАЛ Тайшет" (ООО "РУСАЛ Тайшетский Алюминиевый Завод") | - | Общество с ограниченной ответственностью "Велес" (ООО "Велес"), 620146, Свердловская область, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, д. 37- 69 | 4 года | Перейти |
| 66737-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 750 кВ Владимирская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 65806-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Химкомплекс | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 62361-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "ТАИФ-НК1" ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ООО "Невская Радиоэлектронная Компания", г.С.-Петербург | 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