Mega Analytics v3.3 · random resource promos · report blocks UX · scroll fix
Номер по Госреестру СИ: 22170-01
22170-01 Системы измерительные для узлов учета нефти Каспийского трубопроводного Консорциума (КТК)
(EN-FAB)
Назначение средства измерений:
Системы измерительные «EN-FAB» для узлов учета нефти Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) (далее - системы) предназначены для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти, вычислений массы нетто нефти, перекачиваемой по нефтетрубопроводной системе КТК.
Цифровые продукты для производителей, поверителей и владельцев СИ: автоматизация бизнес-процессов, обмен и визуализация данных.
EN-FAB
Сертификация программного обеспечения, проверка ПО испытательного оборудования, утверждение типа СИ и аттестация методик измерений.
Публичные реестры средств измерений, результатов поверки, эталонов, стандартных образцов, методик и документов по обеспечению единства измерений.
| Владелец | Категория | Количество СИ | Количество поверок | Поверок на одно СИ |
|---|
| UUID | Номер типа | Начало версии | Окончание версии | Состояние |
|---|---|---|---|---|
| 66d8ce40-78c1-5571-f959-e1ff36e4c5fd | 22170-01 | 2020-05-07 | — | актуальная |
Формирование DCC, проверка XML, хранение в реестре, визуализация сертификатов, публичные ссылки и QR-коды.
Специализированный ресурс Ростеста, посвящённый программному обеспечению и цифровым сервисам.
Дата публикации - 07.05.2020
Срок свидетельства -
Номер записи - 103453
ID в реестре СИ - 325853
Тип производства - единичное
Описание типа
Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
EN-FAB, нет данных
Изготовитель - Корпорация "EN-FAB, Inc."
Страна - СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
Населенный пункт -
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет "Анализ рынка поверки организаций Воронежской области" предоставляет исчерпывающую информацию об организациях, оказывающих услуги поверки с местом осуществления деятельности Воронеж и Воронежская область.
Параметры исследований:
Кол-во поверок - 2
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 365 дн.
№2596 от 2024.10.31 Приказ об утверждении Программы национальной стандартизации на 2025 год
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
22170-01 |
Системы измерительные для узлов учета нефти Каспийского трубопроводного Консорциума (КТК), EN-FAB Корпорация "EN-FAB, Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
1 год |
|
54057-13 |
Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные, EN-FAB Корпорация "EN-FAB, Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
2 года |
|
68338-17 |
Системы измерений количества и показателей качества нефти Морского терминала АО "КТК-Р", Нет данных Корпорация "EN-FAB, Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ МП |
1 год |
Отчёт «MM_6. МВИ по видам измерений (ФГИС «Аршин»)» показывает объём и динамику методик внутри выбранного вида измерений с 2020 года. После выбора вида рассчитываются ключевые показатели: дата первой и последней публикации, общее число МВИ, доля статуса «Действует», средний лаг от даты свидетельства до публикации, а также количество уникальных разработчиков и аттестующих организаций. Дополнительно отражается качество данных: наличие контактных данных разработчика и заполненность полей (величина, пределы, погрешность).
Набор графиков помогает понять структуру и активность по выбранному виду: помесячные публикации и кумулятив, распределение по статусам (stacked) и помесячная доля «Действует». Показаны топ-10 аттестующих и разработчиков, динамика среднего лага и заполненности ключевых полей, доля карточек с контактами. Для оперативного сравнения темпов есть YTD vs LYTD по ISO-неделям, тепловая карта «год×месяц», сезонность (среднее по месяцам) и тематические разрезы — топ-6 «назначений» и топ-10 «методов измерений».
Используйте подсказки при наведении и меню на графиках для экспорта. Сопоставляйте объёмы публикаций с долей «Действует» и величиной лага, чтобы находить узкие места; просматривайте сезонные пики и активность основных участников (разработчиков/аттестующих). Все метрики и визуализации относятся именно к выбранному виду измерений и учитывают данные, опубликованные с 2020 года.
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2026 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ФБУ "Краснодарский ЦСМ" (RA.RU.311388) | РСТ | 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|---|---|
|
ФБУ НИЦ ПМ-Ростест Москва |
17030 | 14273 |
|
ФБУ Краснодарский ЦСМ Краснодарский край |
11516 | 14273 |
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом. При этом указывают номер свидетельства об утверждении типа системы и дату его выдачи.
1 ГОСТ Р 51858-2002 «ГСИ. Нефть. Общие технические условия».
2 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
4 ГОСТ Р 8.625-2006 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
5 ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
6 ГОСТ 28498-90 «Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний».
7 ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений».
8 «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».
9 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
Принцип действия систем основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением преобразователей объемного расхода (далее - ПР) и преобразователей плотности нефти. Выходные электрические сигналы с преобразователей поступают на соответствующие входы системы сбора и обработки информации (СОИ), которая преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в ней алгоритму как произведение объема и плотности нефти, приведенных к одним и тем же условиям. Массу нетто нефти вычисляет СОИ как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, механических примесей и хлористых солей).
Системы представляют собой единичные экземпляры измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока стационарной поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки, СОИ, системы дренажа и системы обработки информации. Монтаж и наладка систем осуществлены непосредственно на объектах эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на системы и их компоненты.
Системы состоят из измерительных каналов объема, плотности, динамической вязкости, температуры, давления, разности давления нефти, объемной доли воды в нефти, объемного расхода, в которые входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N модели TZ50-50N (3 шт. в составе СИКН № 24-РК-А002), Госреестр № 15427-06;
- преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные моделей НТМ 6 (3 шт. в составе СИКН № 25-РК-А002), НТМ 10 (3 шт. в составе СИКН № 23-РК-А002, 8 шт. в составе СИКН № 42-РК-А510, 8 шт. в составе СИКН № 42-РК-А520), Госреестр № 38725-08;
- преобразователи расхода жидкости турбинные серии Smith Guardsman G модели K2BA, Госреестр № 12750-05;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, Госреестр
№ 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, Госреестр № 15642-06;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11, с преобразователями измерительными 3144Р, Госреестр № 14683-09;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр №14557-05;
- вычислители расхода жидкости и газа 7951, Госреестр № 15645-06;
- комплексы управляющие на базе платформы Logix, Госреестр № 42664-09;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов систем.
В состав систем входят показывающие средства измерений:
- манометры МТИ, Госреестр № 1844-63;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;
- манометры показывающие МП и МПю, Госреестр № 47452-11;
- манометры деформационные с трубчатой пружиной, Госреестр № 15142-08
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, Госреестр № 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР используются установки поверочные трубопоршневые двунаправленные (далее - ПУ), Госре-естр № 26780-04.
Системы обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и кинематической вязкости нефти;
- автоматическое измерение объема, температуры, давления, плотности и динамической вязкости нефти;
- измерение давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и КМХ ПР с применением ПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
- системы измерительные «EN-FAB» для узлов учета нефти Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК), 5 шт., заводские номера 23-РК-А002, 24-РК-А002, 25-РК-А002, 42-РК-А510, 42-РК-А520;
- инструкции по эксплуатации систем;
- инструкция «ГСИ. Системы измерительные «EN-FAB» для узлов учета нефти Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) производства корпорации «EN-FAB, INC.», США. Методика поверки».
Основные метрологические и технические характеристики систем приведены в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Основные метрологические и технические характеристики систем
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Рабочий диапазон расхода, т/ч |
от 100 до 12700 |
Окончание таблицы 1
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Количество измерительных линий, шт. |
от 3 до 8 |
|
Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
от 750 до 850 |
|
Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа |
от 0,1 до 3,0 |
|
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от 1 до 40 |
|
Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, мм2/с |
от 1 до 40 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
1,5 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой среды, кг/м3 |
± 0,3 |
|
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде, % |
± 0,05 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С |
± 0,2 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % |
± 0,15 |
|
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений динамической вязкости измеряемой среды, % |
± 1,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти, % |
± 0,15 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
± 0,35 |
|
Средний срок службы систем, не менее |
10 лет |
|
Параметры электропитания: | |
|
- напряжение переменного тока, В |
380 (3-х фазное, 50 Гц) |
|
- напряжение постоянного тока, В |
24 |
|
Климатические условия эксплуатации системы: | |
|
- температура окружающего воздуха, °С |
от минус 40 до 60 |
|
- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С, не менее |
5 |
|
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % |
от 45 до 80 |
|
- относительная влажность окружающего воздуха, % |
от 45 до 80 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106 |
