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 № 224 ПСП "Альметьевск" ПАО "Татнефть" основная схема учета Нет данных, ГРСИ 76989-19
Номер госреестра:
76989-19
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП "Альметьевск" ПАО "Татнефть" основная схема учета
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО НПП "ГКС", г.Казань
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 662
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 75951
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Аль-
метьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметь-
евск» ПАО «Татнефть» основная схема учета (далее по тексту – система) предназначена для
автоматического измерения массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и
автоматизированного измерения массы нетто нефти при учетных операциях между ПАО «Тат-
нефть» и Альметьевским районным нефтепроводным управлением АО «Траснефть-Прикамье».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы брутто нефти, реализованного с применением счетчиков-расходомеров мас-
совых.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектиро-
ванной и изготовленной для конкретного объекта из средств измерений и оборудования серий-
ного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены не-
посредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и
эксплуатационными документами ее составляющих.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений
показателей качества нефти (далее по тексту – БИК), системы сбора и обработки информации
(далее по тексту – СОИ), узла стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), уз-ла
подключения передвижной поверочной установки (ПУ). Технологическая обвязка и запорная
арматура системы не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий (ИЛ).
В состав каждой ИЛ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный но-
мер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и техниче-
ские средства:
– расходомер массовый Promass X 83 DN 350 (далее по тексту – СРМ) (регистрационный
№ 50365-12);
– датчик температуры ТМТ142R (регистрационный № 67337-17 или № 63821-16);
– датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь
давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);
– датчик давления типа КМ35-Д (регистрационный № 56680-14) или преобразователь
давления измерительный КМ35-Д (регистрационный № 71088-18) для измерения перепада дав-
ления на фильтре;
– фильтр;
– манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На входном коллекторе БИЛ установлены:
– датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь
давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);
– манометр для местной индикации давления.
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
– два пробозаборных устройства щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
– датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь
давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);
– датчик температуры ТМТ142R (регистрационный № 67337-17 или № 63821-16);
– манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Лист № 2
Всего листов 5
БИК выполняет функции контроля показателей качества нефти и автоматического отбо-
ра проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной про-
бы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
– преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835В (далее по
тексту – ПП) (регистрационный № 15644-01 и/или № 52638-13);
– преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 (регист-
рационный №15642-01 и/или № 15642-06) и/или преобразователь плотности и вязкости FVM
(регистрационный № 62129-15);
– влагомерынефтипоточныеУДВН-1пм(регистрационный№ 14557-01и/или
№ 14557-05 и/или № 14557-15);
– датчик температуры RTT20 (регистрационный № 54693-13 и/или №20248-00);
– датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02);
– счетчик нефти турбинный МИГ-32 (регистрационный № 26776-04) и/или преобразова-
тель расхода турбинный МИГ-М-32 (регистрационный № 65199-16);
– два пробоотборника для ручного и автоматического отбора проб;
– фильтры тонкой очистки;
– насосы для перекачки нефти;
– манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел ТПУ имеет в своем составе следующие СИ:
– установкаповерочнаятрубопоршневаяСапфирНГИ-1100(регистрационный
№ 63566-16);
– датчики давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
– термопреобразователи сопротивления серии W (регистрационный № 59883-15) в ком-
плекте с преобразователями измерительными PR (регистрационный № 51059-12);
– манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения ПУ предназначенный для подключения ПУ 1 разряда к стационарной
ТПУ 2 разряда при проведении поверки ТПУ и при проведении контроля метрологических ха-
рактеристик СРМ по передвижной ПУ в составе:
– датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь
давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);
– датчик температуры ТМТ142R (регистрационный № 67337-17 или № 63821-16);
– счетчик нефти турбинный МИГ (регистрационный № 26776-04);
– манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
В СОИ системы входят:
– два контроллера измерительных FloBoss S600+ (основной и резервный) (регистраци-
онный № 57563-14);
– преобразователи сигналов серии НПСИ (регистрационный № 43742-15);
– автоматизированное рабочее место оператора (далее – АРМ), с установленным на нем
программным обеспечением «ГКС Расход НТ», оборудованное персональным компьютером со
специализированным программным обеспечением и средствами отображения и печати.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– измерение массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических
измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
– вычисление массы нетто нефти как разность массы брутто нефти и массы балласта, ис-
пользуя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентра-
ции хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или оп-
ределенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти по-
точного;
– измерение в БИК объемной доли воды в нефти, плотности и вязкости нефти;
– измерение давления и температуры нефти;
– проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением
стационарной ТПУ и ПП;
Лист № 3
Всего листов 5
– отбор проб (автоматический и ручной) согласно ГОСТ 2517-2012;
– контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений
установленных границ;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы разделено на два структурных уровня – верхний и нижний.
К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных Floboss S600+ (далее по
тексту – контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный
файл контроллера – файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта,
на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, кон-
станты и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса АРМ оператора
«ГКС Расход НТ», выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на
станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и об-
работки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления
массы нетто нефти. К метрологически значимой части программного комплекса АРМ операто-
ра «ГКС Расход НТ» относится файл «metrological_char.jar».
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-
тановленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-
крыт. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 – 2014.
Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
±0,25
±0,35
Таблица 3 –Метрологические характеристики
Значение
характеристики
от 161 до 2308
измере-
измере-
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности
ний массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
ний массы нетто нефти, %
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО Linux Binary.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО 06.21
Цифровой идентификатор ПО 6051
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО СRС 16
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО АРМ оператора
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
ГКС Расход НТ
4.0
70796488
CRC 32
Лист № 4
Всего листов 5
8
Значение характеристики
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
от 870 до 910
от 1,0 до 3,6
от +8,0 до +40,0
0,5
0,05
100
100
не допускается
непрерывный
Таблица 4 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Характеристики измеряемой среды:
– диапазон плотности, кг/м
3
– диапазон давления, МПа
– диапазон температуры,
°
С
– массовая доля воды, %, не более
– массовая доля механических примесей, %, не более
– массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
– вязкость кинематическая, сСт, не более
– содержание свободного газа
Режим работы СИКН
Параметры электропитания
– напряжение питания сети, В
380 трехфазное
220±22 однофазное
50
от -40,0 до +40,0
– частота питающей сети, Гц
Условия эксплуатации:
– температура окружающей среды, °С
Средний срок службы с момента ввода в промышленную экс-
плуатацию, лет, не менее
Средняя наработка на отказ, час
20 000
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность средства измерений
-
Обозначение
Количество
1 шт.
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и показателей качест-
ва нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Тат-
нефть» основная схема учета, зав. №662
Инструкция по эксплуатации системы
Методика поверки
-
НА.ГНМЦ.0143-18 МП
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0143-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основ-
ная схема учета. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»
04.12.2018 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 Рос-
стандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Лист № 5
Всего листов 5
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе МН 711-2018 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений
количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основ-
ная схема учета», ФР.1.28.2019.33348.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная
схема учета
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. «Об утверждении Государственной пове-
рочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и
вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений,
относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, вы-
полняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических
требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методи-
кам выполнения измерений
Изготовитель
ООО Научно-производственное предприятие «ГКС» (ООО НПП «ГКС»)
ИНН 1655107067
Адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Тази Гиззата, д. 3
Телефон (факс): 8 (843) 221-70-00; 8 (843) 221-70-01
Web-сайт:
E-mail:
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Телефон: 8 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68
Факс: 8 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68
E-mail:
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств из-
мерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 70399-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Починковская-1 | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 50085-12 | Устройства для измерений углов установки колес автомобилей | Seros 3000 BT | Фирма "Werther International S.p.A.", Италия | 1 год | Перейти |
| 58985-14 | Система измерительная управляющая технологическими системами безопасности энергоблока №1 Смоленской АЭС (УСБ-Т) | Нет данных | Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Смоленская атомная станция", г.Десногорск | 2 года | Перейти |
| 60431-15 | Приборы щитовые цифровые электроизмерительные многофункциональные параметров и показателей качества электроэнергии | ЩМК96, ЩМК120 | ОАО "Электроприбор", г.Чебоксары | 10 лет | Перейти |
| 81213-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кочубеевская ВЭС АО "ВетроОГК" | - | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр "ЭнергопромАвтоматизация" (ООО "ИЦ "ЭПА"), г. Санкт-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