Номер по Госреестру СИ: 50704-12
50704-12 Система измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО "Газпромнефть-Восток"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток» (СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто товарной нефти (нефти).
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 140216
ID в реестре СИ - 362616
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Модификации СИ
Нет модификации,
Производитель
Изготовитель - ООО "Газпромнефть-Восток"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Томск
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет формирует список типов СИ, сроки действия сертификатов на которые истекает в ближайшие 2 года.
При формировании списка есть возможность применить фильтр по видам измерений или искать по всем типам Си реестра ФГИС АРШИН.
Красным цветом выделяются типы СИ по которым возможность продления уже невозможна (менее 40 дней до окончания срока).
По каждому типу СИ (если есть возможность) дополнительно из описаний типа выводятся контактные данные изготовителя, испытательного центра и заявителя испытаний.
Статистика
Кол-во поверок - 3
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 3
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1225 от 2023.06.14 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (17)
Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО "Газпромнефть-Восток" (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ООО "Газпромнефть-Восток"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
50704-12 |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО "Газпромнефть-Восток", Нет данных ООО "Газпромнефть-Восток" (РОССИЯ г.Томск) |
ОТ |
1 год |
|
67503-17 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Газпромнефть-Восток" – ПС Урманская, Шингинская, Нет данных ООО "Газпромнефть-Восток" (РОССИЯ г.Томск) |
ОТ МП |
4 года |
Ростов-на-Дону - административный центр Ростовской области и Южного федерального округа России. Город расположен на юго-востоке Восточно-Европейской равнины, на берегах реки Дон, в 46 км от ее впадения в Азовское море. Площадь города составляет 348,5 кв. км, расстояние до Москвы - 1076 км.
Площадь города 348,5 кв. км, население 1 137,7 тыс. человек. Географически город включает 8 районов (Ворошиловский, Железнодорожный, Кировский, Ленинский, Октябрьский, Первомайский, Пролетарский и Советский).
Позиционирование как столицы Юга России и локализация в городе промышленных предприятий и структур южнороссийского масштаба (штаб Северо-Кавказского военного округа, управление Северо-Кавказской железной дороги и т.д.) вызывает дополнительную концентрацию рабочих мест в Ростове-на-Дону, обеспечивает повышенный уровень экономической активности и инвестиционной привлекательности.
В городе насчитывается более 92 тысяч хозяйствующих субъектов. Промышленность представлена такими крупными предприятиями, как: ПАО "Роствертол", ООО "Комбайновый завод "Ростсельмаш", ФГУП "Ростовский-на-Дону научно-исследовательский институт радиосвязи", ООО "ГРУППА АГРОКОМ", Ростовский-на-Дону электровозоремонтный завод - филиал ОАО "Желдорреммаш", ЗАО "Эмпилс" и др.
Отчет "Анализ рынка поверки в Ростове-на-Дону" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Ростов-на-Дону.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Кто поверяет Система измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО "Газпромнефть-Восток" (Нет данных)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ФБУ "ОМСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311220) | РСТ | 3 | 1 | 0 | 3 | 0 | 3 | 0 | 3 |
Стоимость поверки Система измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО "Газпромнефть-Восток" (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
На АРМ оператора установлено программное обеспечение (ПО) «Rate АРМ оператора УУН», которое имеет свидетельство об аттестации № 20902-11 от 27.12.2011 г. (выдано ФГУП «ВНИИР») и свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений РУУН 2.3-11 АВ программного комплекса номенклатуры «Rate» № 21002-11 от 27.12.2011 г. (выдано ФГУП «ВНИИР»).
ПО «Rate АРМ оператора УУН» обеспечивает выполнение следующих основных функций:
-
1) отображение технологических параметров, состояний объектов автоматизации;
-
2) выработку аварийных и предаварийных сигналов при отклонении технологических параметров за допустимые пределы;
-
3) вычисление средневзвешенных значений параметров;
-
4) вычисление массы нетто нефти;
-
5) проведение поверки РМ по ТПУ, автоматическую обработку результатов;
-
6) проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего РМ по ТПУ и рабочего РМ по контрольному РМ;
-
7) управление пробоотборниками;
лист № 4 всего листов 6
-
8) проведение КМХ плотномера по ареометру или по лабораторному плотномеру в соответствии с методикой измерений плотности;
-
9) управление исполнительными механизмами;
-
10) формирование, архивирование и вывод на печать отчетных документов;
-
11) архивацию, отображение, и вывод на печать графиков изменения технологических параметров;
-
12) защиту от несанкционированного доступа к функциям, способным повлиять на достоверность измерений количества нефти.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Rate АРМ оператора УУН» приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентифика ционный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Программный комлекс ПО «Rate АРМ оператора УУН» |
Rate АРМ оператора УУН |
2.3.1.1 |
B6D270DB |
CRC32 |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО «Rate АРМ оператора УУН».
Для защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Уровень защиты ПО «Rate АРМ оператора УУН»: «С» в соответствии с МИ 3286-2010 (согласно свидетельству об аттестации ПО № 20902-11 от 27.12.2011).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом.Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетодика измерений приведена в документе ФР.1.29.2008.05194 «Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти ДНС с УПСВ Шингинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток».
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток»
-
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
-
2. ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей.
лист № 6 всего листов 6
-
3. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго № 69 от 31.03.2005 г.
-
4. Технический проект 0131.ХХ.ХХ.ХХХ «Система измерений количества и показателей качества нефти с ДНС УПСВ Шингинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток».
-
5. МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
Поверка
Поверка осуществляется по документу МП 143-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток». Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Томский ЦСМ» 02.04.2012 г.Основные средства поверки: установка трубопоршневая I разряда с пределами допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 %; мерник металлический I разряда с пределами допускаемой погрешности ± 0,02 % от номинальной вместимости; весы платформенные с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений ± 200 г, диапазон взвешивания от 0 до 600 кг; пикнометрическая переносная установка с пределами допускаемой погрешности измерений плотности ± 0,15 кг/м3; манометры грузопоршневые МП I и II разрядов.
Изготовитель
во
1В-700
Motion CMF-300
Сапфир М-100
|
Наименование |
|
№ по Гос. реестру СИ |
Кол- во |
|
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 |
Фирма «JUMO GmbH & Co. KG», Германия |
32460-06 |
2 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
ОАО «Термоприбор», г. Клин |
303-91 |
2 |
|
Блок поверки, калибровки и промывки ТПУ | |||
|
Мерник металлический образцовый 1 разряда М1р-500-01 |
ОАО «Казанский опытный завод «Эталон», г. Казань |
5189-02 |
1 |
|
Весы платформенные ЕВ3-3000Р-1Х |
ООО «ПетВес», г. С.-Петербург |
33640-06 |
1 |
|
Термометр ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
ОАО «Термоприбор», г. Клин |
303-91 |
1 |
|
Манометры для точных измерений МТИ модель 1216 |
ЗАО «Манометр», г. Москва |
1844-63 |
2 |
|
Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 |
Фирма «Daniel», США |
22214-01 |
1 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-2 |
ОАО «Термоприбор», г. Клин |
251-08 |
2 |
|
Система сбора, обработки информации и управления | |||
|
Комплексы измерительновычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») |
ООО «Корпорация ИМС», г. Москва |
22753-02 |
2 |
|
Контроллер программируемый SIMATIC S7-200 |
Фирма «Siemens AG», Г ермания |
15771-06 |
1 |
|
АРМ оператора |
- |
- |
2 |
Программное обеспечение На АРМ оператора установлено программное обеспечение (ПО) «Rate АРМ оператора УУН», которое имеет свидетельство об аттестации № 20902-11 от 27.12.2011 г. (выдано ФГУП «ВНИИР») и свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений РУУН 2.3-11 АВ программного комплекса номенклатуры «Rate» № 21002-11 от 27.12.2011 г. (выдано ФГУП «ВНИИР»).
ПО «Rate АРМ оператора УУН» обеспечивает выполнение следующих основных функций:
-
1) отображение технологических параметров, состояний объектов автоматизации;
-
2) выработку аварийных и предаварийных сигналов при отклонении технологических параметров за допустимые пределы;
-
3) вычисление средневзвешенных значений параметров;
-
4) вычисление массы нетто нефти;
-
5) проведение поверки РМ по ТПУ, автоматическую обработку результатов;
-
6) проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего РМ по ТПУ и рабочего РМ по контрольному РМ;
-
7) управление пробоотборниками;
-
8) проведение КМХ плотномера по ареометру или по лабораторному плотномеру в соответствии с методикой измерений плотности;
-
9) управление исполнительными механизмами;
-
10) формирование, архивирование и вывод на печать отчетных документов;
-
11) архивацию, отображение, и вывод на печать графиков изменения технологических параметров;
-
12) защиту от несанкционированного доступа к функциям, способным повлиять на достоверность измерений количества нефти.
Таблица 2
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентифика ционный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Программный комлекс ПО «Rate АРМ оператора УУН» |
Rate АРМ оператора УУН |
2.3.1.1 |
B6D270DB |
CRC32 |
Для защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Уровень защиты ПО «Rate АРМ оператора УУН»: «С» в соответствии с МИ 3286-2010 (согласно свидетельству об аттестации ПО № 20902-11 от 27.12.2011).
Метрологические и технические характеристики Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч
Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа
Диапазон измерений температуры нефти, °C
Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3
Диапазон измерений объемной доли воды в нефти, %
Рабочая среда
Массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля воды, %, не более
Диапазон изменений плотности нефти, кг/м3
Диапазон изменений кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %
Режим работы СИКН
от 20 до 82. от 0 до 4.
от 0 до 50.
от 700 до 1100. от 0,01 до 2,00. нефть по ГОСТ Р 518582002.
900.
0,05.
0,5.
от 800 до 900. от 2 до 10.
± 0,25.
± 0,35. непрерывный.
Электропитание СИКН:
- напряжение питающей сети, В :
измерительных цепей силовых цепей
|
от 198 до 242; от 342 до 418; от 49 до 51; от 49,5 до 50,5. |
|
от 5 до 35; от 10 до 35; от 97,3 до 105,3; от 30 до 80. |
|
Среднее время наработки на отказ СИКН, ч |
12096. |
Комплектность средства измерений Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН, инструкция по эксплуатации СИКН, методика поверки СИКН, методика измерений массы нефти, техническая документация на компоненты СИКН.
Поверка осуществляется по документу МП 143-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток». Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Томский ЦСМ» 02.04.2012 г.
Основные средства поверки: установка трубопоршневая I разряда с пределами допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 %; мерник металлический I разряда с пределами допускаемой погрешности ± 0,02 % от номинальной вместимости; весы платформенные с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений ± 200 г, диапазон взвешивания от 0 до 600 кг; пикнометрическая переносная установка с пределами допускаемой погрешности измерений плотности ± 0,15 кг/м3; манометры грузопоршневые МП I и II разрядов.
Сведения о методиках (методах) измерений Методика измерений приведена в документе ФР.1.29.2008.05194 «Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти ДНС с УПСВ Шингинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток»
-
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
-
2. ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей.
-
3. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго № 69 от 31.03.2005 г.
-
4. Технический проект 0131.ХХ.ХХ.ХХХ «Система измерений количества и показателей качества нефти с ДНС УПСВ Шингинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток».
-
5. МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Восток». Юридический адрес: 634045, Россия, г. Томск, ул. Мокрушина, 9, стр. 16. Почтовый адрес: 634045, Россия, г. Томск, ул. Мокрушина, 9, стр. 16. Телефон: (8 3822) 42-79-31, факс (8 3822) 42-89-58.
E-mail: reception@tomsk.gazprom-neft.ru.
Испытательный центр
:ГЦИ СИ Федерального бюджетного учреждения «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»). Регистрационный номер 30113-08.
Юридический адрес: Россия, 634012, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
|
Телефон: (3822) 55-44-86, факс (3822) 56-19-61, 55-36-76 Е-mail: tomsk@tcsms.tomsk.ru Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений. Масса брутто нефти измеряется счетчиками-расходомерами массовыми (РМ). Масса нетто нефти вычисляется как разность массы брутто нефти и массы балласта. Масса балласта вычисляется как общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти, определяемых по результатам лабораторных исследований пробы нефти. СИКН состоит из комплекса технологического и системы сбора, обработки информации и управления (СОИ). В состав комплекса технологического входят:
СОИ включает в себя:
Основные компоненты, входящие в состав СИКН, приведены в таблице 1. СИКН выполняет следующие основные функции:
Таблица 1
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002. Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН, инструкция по эксплуатации СИКН, методика поверки СИКН, методика измерений массы нефти, техническая документация на компоненты СИКН.
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа Диапазон измерений температуры нефти, °C Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3 Диапазон измерений объемной доли воды в нефти, % Рабочая среда Массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3, не более Массовая доля механических примесей, %, не более Массовая доля воды, %, не более Диапазон изменений плотности нефти, кг/м3 Диапазон изменений кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % Режим работы СИКН от 20 до 82. от 0 до 4. от 0 до 50. от 700 до 1100. от 0,01 до 2,00. нефть по ГОСТ Р 518582002. 900. 0,05. 0,5. от 800 до 900. от 2 до 10. ± 0,25. ± 0,35. непрерывный. Электропитание СИКН: - напряжение питающей сети, В :
Температура окружающей среды, °С:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||