Номер по Госреестру СИ: 85814-22
85814-22 Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал "УСА" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
( )
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Общие сведения
Дата публикации - 08.06.2022
Срок свидетельства -
Номер записи - 187770
ID в реестре СИ - 1400133
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации, -,
Производитель
Изготовитель - Общество с ограниченной ответственностью "РН Стройиндустрия" (ООО "РН Стройиндустрия")
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Санкт-Петербург
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности -
Статистика
Кол-во поверок - 5
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
№1371 от 2022.06.07 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (16)
№370 от 2023.02.17 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (10)
№370 от 2023.02.17 О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал "УСА" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" ( )
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Общество с ограниченной ответственностью "РН Стройиндустрия" (ООО "РН Стройиндустрия")
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
85814-22 |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал "УСА" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", Общество с ограниченной ответственностью "РН Стройиндустрия" (ООО "РН Стройиндустрия") (РОССИЯ г. Санкт-Петербург) |
ОТ МП |
1 год |
Отчет предоставляет агрегированные данные о стоимости поверки средств измерений по регионам, городам и организациям. Данные о стоимости поверки берутся из открытых источников и периодически обновляются. В базе содержится более 700 тыс. записей.
В качестве поисковой фразы могут быть указаны: номер типа СИ из реестра АРШИНа, часть наименования типа СИ, город или наименование организации. Фраза должна состоять минимум из 5 символов.
Кто поверяет Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал "УСА" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" ( )
| 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» (RA.RU.311285) | РСТ | 2 | 2 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | ||
| ФБУ "ПЕРМСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311363) | РСТ | 3 | 3 | 0 | 3 | 0 | 3 | 0 | 3 |
Стоимость поверки Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал "УСА" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" ( )
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в контроллерах измерительных (далее - ИВК) FloBoss S600 (S600+) и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО указаны в таблицах 2-4. Метрологические характеристики СИКН указаны с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК FloBoss S600+ и АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ИВК FloBoss S600+ (№ 1, № 2) |
АРМ оператора | |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
mDLL.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
06.25/25 |
1.2.5.16 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1990 |
ef9f814ff4180d55bd94d0debd230d76 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC16 |
MD5 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК FloBoss S600
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ИВК FloBoss S600 (№ 1) |
ИВК FloBoss S600 (№ 2) | |
|
Идентификационное наименование ПО |
8.4.21 a izm |
16.06.14-B |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
06.09е/09е |
0533 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0259 |
4а27 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC 16 |
CRC 16 |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора «ЛИК СИКН»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ReportMonth |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: 34A30AFB MD5: 53F74A259392B65151E2D3877C736192 SHA-1: COOB31D591CBCE5286517A1DB1727F7B94679384 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Reports |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: 79A9CEAE MD5: 82CAC84856EC1949A71842245BCAEOF2 SHA-1: 7BCC931F5FA5A5E501DE900467C4CF29FAE2D3A6 |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMXCheck |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: CE77848D MD5: E41ADF4BD8C6C96137842769560E1B9C SHA-1: 04F9AA2551075D9243DB3804B71C5A118868182F |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ SO |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: 3F2C2BDD MD5: 95D2BF8A2A0B1CF4136FC33F2419080F SHA-1: 6B9B2DEDAF06719393ADE49DE489AC2B9EBA8718 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Calculations |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: F9DA6AAE MD5: E1204CD4CA81D8B6C651223785B8390D SHA-1: FD90EE6E7606DD634ACDCD59226FFOBOED085BCF |
|
Идентификационное наименование ПО |
WorkReserve |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: B8024E42 MD5: 1A88B1BBC0954939965D5CF1D0839EBA SHA-1: EED6CEBC43A4300FCA394266F41B51D8EB405E8F |
|
Идентификационное наименование ПО |
Upperlevel |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: A1D43629 MD5: 28647306485724D118E987EOB2965129 SHA-1: D0C719556F018AD7312E4E769767A66DOC88DE4B |
|
Идентификационное наименование ПО |
PLCExchange |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: 217F4FD9217F4FD MD5: 2AECA8A33B049A0152DB31E7C3AEBFC8 SHA-1: 8DB1953246856DC75F0C6B14D26D636FD2728F85 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Exchange |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: 60E77CE8 MD5: BDA76CCFAF659C0AE753064B69B9584F SHA-1: 7051878374E2EE316DFA127A680B981C73413202 |
|
Идентификационное наименование ПО |
PLC |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: 3AA82CDF MD5: CAB870726823130E5410A488CE3CD794 SHA-1: 26F4BB27B979CA9AD68A86C5222B871636F9B298 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Moisure |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: C36DDFD6 MD5: 4CBB6C1919A99B42E93291E2355C3A36 SHA-1: 09B1C1A29281DC81C553304FDA72396AD81A9630 |
|
Идентификационное наименование ПО |
М13151 |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: 3B37778C MD5: 807CF02C23F59BA3EA2E7EBF85201BDE SHA-1: B615975C0F0F1E018E5BC12C9ED77329BF53EA18 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
MNetto |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: 3E8E7E75 MD5: 826E8636FB335FEC242855E78791229A SHA-1: 616ACCE0BC69B2A34FBEF2D9AB252B135D263C3C |
|
Идентификационное наименование ПО |
МИ1974 |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: FC350DB3 MD5: E5143CBD8B5420DA2021FE3440369A6E SHA-1: 343CD7DCBF5DFBED3052DB07D51342FBE877E7DD |
|
Идентификационное наименование ПО |
Proving |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CRC32: BEA8B218 MD5: 370853281F82804A23969B6075997484 SHA-1: 5CAF5AD31369F414506A585F65B83520B8DE19FD |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документах «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 391 терминал «Уса» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (регистрационный номер в ФИФ ОЕИ ФР.1.29.2020.37749), «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 391 терминал «Уса» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». МН 672 - 2016» (регистрационный номер в ФИФ ОЕИ ФР.1.29.2016.25083).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Коми» (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»)
Адрес: 169710, Россия, Республика Коми, г. Усинск, ул. Нефтяников, д. 31
ИНН 1106014140
Испытательный центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»)Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский проспект, 19
Адрес местонахождения: 420088, Россия, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»
Телефон: 8(843) 272-70-62
Факс: 8(843) 272-00-32
Web-сайт: www.vniir.org
E-mail: office@vniir.org
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого и косвенного методов динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления.
При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением преобразователей массового расхода.
Выходные электрические сигналы преобразователей расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти вычисляет измерительный контроллер, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты определения массовых долей воды, механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в испытательной лаборатории.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта, в состав которой входят система сбора и обработки информации, а также следующие технологические блоки: блок измерительных линий (БИЛ), блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блок поверочной установки. В вышеприведенные технологические блоки входят средства измерений по своему функционалу участвующие в измерениях массы брутто нефти, контроле и измерениях показателей качества нефти, а также контроле технологических режимов работы СИКН.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В состав СИКН входят средства измерений (измерительные компоненты), участвующие в измерениях массы нефти и приведенные в таблице 1. Часть средств измерений (измерительных компонентов) СИКН, приведенных в таблице 1, формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК).
Таблица 1- Состав СИКН
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ) |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF модификации CMFHC1) |
45115-16 |
|
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
64224-16 |
|
Датчики температуры Rosemount 3144Р |
63889-16 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-15 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 78352) |
15644-96, 15644-01 |
|
Влагомеры нефти поточные модели LC3) |
16308-97 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68 |
22256-01 |
|
Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры |
14683-00 |
|
Преобразователи измерительные к датчикам температуры 444 |
14684-00 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 | |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-10 |
|
Турбинные преобразователи расхода MVTM4) |
16128-01 |
|
Контроллеры измерительные FloBoss S600 |
38623-08 |
|
' Далее - СРМ.
| |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы брутто нефти прямым (косвенным) методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;
- автоматические измерения температуры, давления (избыточное, дифференциальное), плотности, вязкости нефти, объемной доли воды в нефти;
- измерения температуры и давления нефти с применением показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки ПР (СРМ) с применением трубопоршневой установки;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ;
- вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое регулирование расхода нефти через блок измерений показателей качества нефти для обеспечения требований ГОСТ 2517 - 2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Заводской номер, состоящий из пяти арабских цифр, нанесен на табличку, закрепленную на входной двери БИЛ СИКН. Конструкцией СИКН места нанесения знаков утверждения типа и поверки не предусмотрены. Пломбировка СИКН не предусмотрена.
Таблица 8 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», заводской № 50337 |
1 шт. | |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
- |
1 экз. |
|
Формуляр |
- |
1 экз. |
Состав и основные метрологические характеристики ИК, а также метрологические и основные технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 5-7.
Таблица 5 - Состав и основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав И |
К |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
|
1.1 |
Объемного вла-госодержания |
1 (БИК, АЕ310) |
Влагомер |
Электронный блок влагомера (VT310), ИВК |
от 0,01 до 2,00 % (объемной доли воды) |
±0,1 % (абсолютная) |
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав И |
К |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
|
1.2 |
Объемного вла-госодержания |
1 (БИК, АЕ320) |
Влагомер |
Электронный блок влагомера (VT320), ИВК |
от 0,01 до 2,00 % (объемной доли воды) |
±0,1 % (абсолютная) |
|
2.1 |
Плотности нефти |
1 (БИК, DT310) |
ПП |
ИВК |
от 700 до 1000 кг/м3 |
±0,30 кг/м3 (абсолютная) |
|
2.2 |
1 (БИК, DT320) |
Таблица 6 - Метрологические характеристики СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового (объемного) расхода нефти , т/ч (м3/ч) |
от 320 (400) до 2250 (2400) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
*Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки СИКН и не может превышать максимальный диапазон измерений. | |
|
Таблица 7 - Основные технические характеристики СИ |
КН и параметры измеряемой среды |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
4 (3 рабочие, 1 резервная) |
|
Избыточное давление нефти, МПа
|
от 0,3 до 1,0 0,3 1,6 |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный, автоматизированный |
|
Параметры измеряемой среды:
|
нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия» от +30 до +60 от 830 до 895 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
- вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с |
от 1,0 до 30,0 |
|
- массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
|
- содержание свободного газа |
не допускается |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В |
380±38, трехфазное |
|
- частота переменного тока, Гц |
220±22, однофазное 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, °С |
от -50 до +36 |
|
- температура воздуха в помещении, °С |
от +10 до +30 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106 |
|
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование СИКН, %, не более |
80 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
8760 |