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
Установки измерительные групповые автоматизированные Электрон, ГРСИ 24759-12
Номер госреестра:
24759-12
Наименование СИ:
Установки измерительные групповые автоматизированные
Обозначение типа:
Электрон
Производитель:
ОАО "Опытный завод "Электрон", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
5 лет
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
12.04.2022
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 46671
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон»
Назначение средства измерений
Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон» (далее – уста-
новки) предназначены для измерений автоматизированных массы и массовых расходов жид-
кой фазы сырой нефти (далее – сырой нефти), сырой нефти без учета воды и приведенного к
стандартным условиям объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, а также пере-
дачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного
промысла в условиях умеренного или умеренно-холодного климата.
Описание средства измерений
Принцип действия установок основан на использовании косвенного гидростатическо-
го метода измерения массы сырой нефти и метода [P,V,T], который позволяет по измеренным
значениям давления Р, объема V и температуры Т измеряемой среды вычислить объемный
расход свободного нефтяного газа каждой из нефтяных скважин, подключаемых к сепараци-
онной емкости установки. Масса сырой нефти без учета воды, в зависимости от исполнения
установки, может быть определена как с применением данных об обводненности сырой неф-
ти, полученных от установленного влагомера, так и на основании внесенных в контроллер
данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Основным узлом установок является сепарационная емкость (далее – ЕС) с измери-
тельной камерой (далее – ИК), оборудованной тремя датчиками гидростатического давления
EJA210A производства Yokogawa Electric Corporation, по сигналам которых измеряется время
заполнения ИК жидкой фазой потока продукции скважины, и вычисляются значения массово-
го расхода сырой нефти, сырой нефти без учета воды. Также измеряется время опорожнения
ИК и заполнения газообразной фазой потока и вычисляется значение объемного расхода сво-
бодного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Для учета изменения свойств
рабочей среды, обусловленных повышенным давлением и изменяющейся температурой внут-
ри емкости сепарационной в результаты измерений вносятся поправки по показаниям двух
датчиков температуры ТСМУ 9418 и двух датчиков избыточного давления EJA530A произ-
водства Yokogawa Electric Corporation. Для определения массы и массового расхода сырой
нефти без учета воды могут использоваться показания влагомера нефти поточного ПВН-
615.001, необходимость которого определяется заказом. Процесс измерения управляется с
помощью контроллера, а результаты измерений, накапливаясь в его памяти, выдаются на дис-
плей устройства визуализации и на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее – ДП).
Допускается применять другие первичные преобразователи, имеющие характеристи-
ки не хуже указанных. Допускается изготавливать установки без влагомера сырой нефти. При
этом масса сырой нефти без учета воды определяется на основании внесенных в контроллер
данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Установки состоят из двух блоков: блока технологического (далее – БТ) и блока ав-
томатики (далее – БА), и могут подключать на измерение, в зависимости от исполнения, от
одной до четырнадцати нефтяных скважин.
Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-Х-400» и «Электрон-Х-
1500» (где Х – количество подключаемых скважин), отличающихся диапазонами измерений
массового расхода сырой нефти и объемного расхода свободного нефтяного газа.
В БТ расположены:
– сепаратор, служащий для отделения попутного газа от жидкости (водонефтяной
смеси) в ЕС с ИК и измерения расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа при попере-
менном заполнении и опорожнении ИК. Процесс заполнения ИК контролирует клапан пере-
ключающий с электроприводом (далее – КПЭ), обеспечивающий циклический режим измере-
Лист № 2
всего листов 6
ния путем поочередного перекрывания запирающим элементом магистралей сброса газа или
жидкости из ЕС в коллектор;
- распределительное устройство (далее – РУ), служащее для обеспечения очередности
измерения продукции подключаемых к установке нефтяных скважин и последующего объе-
динения их в один коллектор с помощью переключателя скважин многоходового (далее –
ПСМ). Наличие РУ определяется исполнением установки;
– технологическое оборудование, системы отопления, освещения, сигнализации, вен-
тиляции, взрывозащиты.
В БА расположены:
– силовой шкаф, осуществляющий питание электрических цепей установки;
– аппаратурный шкаф, служащий для размещения контроллера управления установ-
кой (далее – КУ);
– системы отопления, освещения, сигнализации.
Программное обеспечение
Программное обеспечение состоит из микропрограммы «electron5165.dat» для кон-
троллера. Метрологически значимая часть в отдельный блок не выделяется.
Доступ к памяти контроллера защищен паролем.
Контроллер имеет режим работы, при котором невозможны изменения встроенного
ПО. Для модификации программного обеспечения необходим специальный загрузочный ка-
бель и программное обеспечение. Доступ к модификации ПО защищен паролем, который ус-
танавливается на заводе. Хранение пароля осуществляется в машинных кодах. Защита резуль-
татов измерений от преднамеренных изменений состоит в трехуровневом управлении досту-
пом, каждый из уровней обладает собственным паролем
.
Идентификационные данные определяются с помощью персонального компьютера
разработчика, подключенного через последовательный интерфейс специальным кабелем, сре-
ды разработчика DirectSoft (создается образ ПО и файлы переносятся на персональный ком-
пьютер) и программы для расчета контрольной суммы.
Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного Идентификаци-Номер вер-Цифровой иден-Алгоритм
обеспеченияонное наимено- сии (иденти- тифика-тор про- вычисления
вание программ-фика-грамм-многоцифрового
ного обеспече- ционный но-обес-печения идентифика-
ния мер) про-(кон-трольнаятора про-
граммного суммма испол- граммного
обеспеченияняемого кода)обеспечения
Система управленияelectron5165.dat5.165 BFAC4CA0 CRC32
12345
установкой измерительной
групповой автоматизирован-
ной на базе контроллера
DirectLogic 205
Системауправленияуста-EL15V5N.BIN15.5N642ADEF4CRC32
новкой измерительной груп-
повойавтоматизированной
на базе контроллера Z181-04
Системауправленияуста-EL15V5.BIN15.56116ACA4CRC32
новкой измерительной груп-
повойавтоматизированной
на базе контроллера Z181-04
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений С по МИ 3286-2010.
Лист № 3
всего листов 6
Общий вид технологического блока установки приведен на рисунке 1
Рисунок 1
Метрологические и технические характеристики
Наименование параметра
объемного расхода попутного нефтяного газа в ра-
бочих условиях, м
3
/сут
±
5,0
±
2,5
Типоразмер
Электрон-Х-400Электрон-Х-1500
Измеряемая среда – смесь сырой нефти и свободно-
го нефтяного газа с параметрами:
– избыточное давление, МПа
– температура, в зависимости от исполнения,
°
С
– плотность сырой нефти, кг/м
3
– кинематическая вязкость сырой нефти, м
2
/с
от 0,1 до 4,0
от минус 5 до + 90
от 700 до 1350
от 1
×
10
-6
до 1,5·10
-4
от 0 до 100
– обводненность W, %
Диапазон измерения:
массового расхода сырой нефти, т/сут (т/ч)
от 2 до 400от 7 до 1500
(от 0,083 до 16,7) (от 0,29 до 62,5)
от 1,6 до 3 000 от 5,5 до 10 000
(от 0,067 до 125) (от 0,23 до 416,7)
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерения, %:
- объемного расхода попутного нефтяного газа,
приведенного к стандартным условиям
- массового расхода сырой нефти
- массового расхода сырой нефти без учета воды
при содержании воды (в объемных долях):
от 0 % до 70 %
св. 70 % до 95 %
св. 95 % до 98%
±
6
±
15
±
30
Лист № 4
всего листов 6
Наименование параметра
±
5,0
±
2,5
Габаритные размеры БТ, мм, не более:
Габаритные размеры БА, мм, не более:
В-1а
Т3, группа – IIА
св. 98 %
Типоразмер
Электрон-Х-400 Электрон-Х-1500
предел допускаемой относительной по-
грешности устанавливают в методике
измерений, аттестованной в установлен-
ном порядке
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерения, %:
- объема попутного нефтяного газа, приведенного к
стандартным условиям
- массы сырой нефти
- массы сырой нефти без учета воды при содержа-
нии воды (в объемных долях):
от 0 % до 70 %
св. 70 % до 95 %
св. 95 % до 98%
св. 98 %
±
6
±
15
±
30
предел допускаемой относительной по-
грешности устанавливают в методике
измерений, аттестованной в установлен-
ном порядке
Параметры электрического питания: переменный
ток: – напряжением
– частотой, Гц
Потребляемая мощность, кВ·А, не более
380/220 В
±
20 %
50
±
1
15
5000
´
3200
´
3400, 7000
´
3200
´
3400,
8000
´
6300
´
3400* 7000
´
6300
´
3400*
3400
´
3100
´
2800, 3400
´
3100
´
2800,
2500
´
3100
´
2800** 2500
´
3100
´
2800*
6500, 7000*12000, 20000**
3000, 1500*** 3000, 1500***
до 100
10
У1*** или УХЛ1
Масса, кг, не более:
– БТ
– БА
Относительная влажность окружающего воздуха, %
Cрок службы, лет, не менее
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69
Класс взрывоопасной зоны внутри БТ по классифи-
кации «Правил устройства электроустановок»
Температурный класс электрооборудования по
классификации ГОСТ Р 51330.0-99
*При количестве подключаемых скважин 14
** При количестве подключаемых скважин 1
*** По согласованию с заказчиком
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации установки типографским спо-
собом и на таблички блока технологического и блока автоматики шелкографией или методом
аппликации.
Комплектность средства измерений
Наименование
Установка измерительная групповая автома-
тизированная «Электрон-Х-400»
ОбозначениеКолич.Примечание
Согласно исполнению 1
Лист № 5
всего листов 6
Примечание
Наименование
Ведомость эксплуатационных документов
Комплект документации согласно ведомости
эксплуатационныхдокументов
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
ОбозначениеКолич.
Согласно исполнению 1
Согласно исполнению
1
Согласно исполнению1
760.00.00.000 МП1
Поверка
осуществляется по документу «ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизирован-
ные «Электрон, Методика поверки. 760.00.00.000 МП», утвержденной ФБУ «Тюменский
ЦСМ», 25 сентября 2011 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
а) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8,0 м
3
/ч;
предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
б) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м
3
/ч, пре-
дел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
в) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 100-200-МП, расход от 50 до 200 м
3
/ч,
предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
г) установка поверочная газовая УГН-1500, расход от 2 до 1500 м
3
/ч, предел допускаемой
основной относительной погрешности воспроизведения расхода газа ± 0,33 %, предел допус-
каемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,5К;
д) мерники эталонные 2-го разряда типа М2р ГОСТ 8.400-80, вместимость 10 и 200 дм
3
,
предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
е) колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см
3
;
ж) ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м
3
, цена деления ± 1,0 кг/м
3
;
з) частотомер электронно-счетный Ч3-57, 10
8
имп.; ± 1 имп.; 10
-3
… 100 с;
и) миллиамперметр Э 535, диапазон измерения (4 – 20) мА, приведенная погрешность
± 0,5 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважи-
ны. Методика измерений массы сырой нефти, массы и объема нефтяного газа по дискретным
измерениям, выполняемым установками измерительными групповыми автоматизированными
«Электрон» гидростатическим методом измерения массы жидкости и методом P, V, T для из-
мерения объема газа». Разработана и аттестована 30.12.2010 г. ФГУП «ВНИИР», г. Казань.
Регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерения ФР.1.29.2011.10012.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным групповым автоматизированным «Электрон»
1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
2. ГОСТ Р 51330.0-99 «Электрооборудование взрывозащищенное».
3. ГОСТР 8.615-2005 «ГСИ Измерения количестваизвлекаемой из недр нефти и нефтяно-
гогаза. Общиеметрологическиеитехническиетребования».
4. ГОСТ 8.563-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Ме-
тодики (методы) измерений».
5. ТУ 4213-014-00135964-2005 «Установки измерительные групповые автоматизиро-
ванные «Электрон». Технические условия».
Изготовитель
ОАО «Опытный завод «Электрон»,
625014, г. Тюмень, ул. Новаторов, 12;
телефон (3452) 52-11-00, факс (3452) 52-11-01; E-mail:
Лист № 6
всего листов 6
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Тюменский ЦСМ», зарегистри-
рован в Государственном реестре средств измерений под № 30024-11.
625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88, тел. 3452-206295, т/факс 3452-280084,
E-mail:
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии
Е.Р. Петросян
МП
«
»
2012
г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 9940-85 | Устройства автоматического контроля загрузки электропривода ротора буровой установки | УКЭ-1 | ПО "Геофизприбор", Украина, г.Ивано-Франковск | 1 год | Перейти |
| 77226-20 | Комплексы программно-технические измерительные | РЕТОМ™-51, РЕТОМ™-61 | ООО "НПП "Динамика", г.Чебоксары | 4 года | Перейти |
| 59250-14 | Антенны биконические измерительные | НБА-02, НБА-02/1 | ООО "НПП НИФРИТ", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 9146-85 | Установки для поверки мер частоты | АУПМЧ-1 | Опытно-экспериментальный завод "Эталон", Украина, г.Харьков | 1 год | Перейти |
| 22676-12 | Преобразователи измерительные модульные | ИПМ 0399 | ООО НПП "ЭЛЕМЕР", г.Москва | 2 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