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 автоматизированные измерительные Спутник-ОЗНА-ВМ1, ГРСИ 38675-08
Номер госреестра:
38675-08
Наименование СИ:
Установки автоматизированные измерительные
Обозначение типа:
Спутник-ОЗНА-ВМ1
Производитель:
ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы", г.Октябрьский
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
26.09.2018
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 32764/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1»
Назначение средства измерений
Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1» предназначены
для прямых и косвенных измерений массы сепарированной сырой нефти (далее – сырая
нефть),сепарированной безводной нефти (далее – обезвоженная нефть) и объема свободно-
го нефтяного газа (далее – нефтяной газ), а также для измерений среднего массового расхода
сырой нефти, обезвоженной нефти и среднего объемного расхода нефтяного газа, извлекае-
мых из недр (добываемых из нефтяных скважин).
Описание средства измерений
Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1» реализуются
путем модернизации находящихся в эксплуатации установок автоматизированныхтипа
«Спутник» (далее – установки-реципиенты), выпущенных ОАО «АК ОЗНА» по техни-
ческимусловиям (далее – ТУ) ТУ 3667-043-00135786-2004 (ТУ 3667-014-00135786-99,
ТУ 39-1571-91, ТУ 39-5771770-052-90, ТУ 25-6734002-87, ТУ 39-1061-85)или установок-
реципиентов, выпущенных по ТУ других производителей.
Установки-реципиенты подвергаются техническому освидетельствованию в соответст-
виис рекомендациями по метрологии Р 50.2.052-2006. Подвергаются ремонту (при необхо-
димости)и модернизации по ТУ 3667-089-00135786.УК-2007. Вариант модернизации
– 1
(далее - ВМ1).
После модернизации, в соответствии с рекомендациями Р 50-601-12-89, в структуру
условного обозначения конкретной установки-реципиента включается аббревиатура –
«ОЗНА-ВМ1», в наименование включается признак – «измерительная».
Установки автоматизированные
измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1» (далее – уста-
новки) включают в себя технологический блок (далее – ТБ), аппаратурный блок (далее - БА) и
комплект средств жизнеобеспечения.
В состав ТБ входят измерительный и распределительный модули.
Основным элементом измерительного модуля является двухкамерный горизонтальный
сепаратор.
Камеры двухкамерных сепараторов выполнены в виде цилиндров, расположенных один
над другим.
Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и слу-
жит для первичного выделения газа из газожидкостной смеси, а также для осушки нефтяного
газа с помощью каплеотбойников, смонтированных в полости этой камеры.
Нижняя камера служит для сбора и отстоя сырой нефти, в процессе которого происхо-
дит вторичное выделение нефтяного газа.
Верхняя камера
оборудована заслонкой, устанавливаемой в месте подключения к этой
камере трубопровода для отвода нефтяного газа (газового трубопровода).
Нижняя камера оборудована люком с поплавковым устройством.
Поплавковое устройство и заслонка механически связаны друг с другом с помощью
рычагов и тяги.
На трубопроводе для отвода сырой нефти (жидкостном трубопроводе) из нижней камеры
устанавливается регулятор расхода.
Система: поплавок – заслонка – регулятор расхода служит для обеспечения возможности
накопления нефтяного газа и сырой нефти в сепараторе и последующего сброса их в коллек-
тор. Этим обеспечивается регулирование величины расхода через расходомеры-счетчики (да-
лее - счетчики) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений.
Измерения могут производиться в непрерывном или циклическом режимах.
В качестве регуляторов расхода могут использоваться клапана или шаровые краны.
Лист № 2
всего листов 6
СМF, F, R
«8800»
СВГ.М
«V-bar-700»
«8800»
СВГ.М
«V-bar-700»
ОЗНА
БИОИ
Причем, в зависимости от диапазона значений величины расхода (дебита) сырой нефти и
нефтяного газа, регуляторы расхода могут устанавливаться и на жидкостном и на газовом тру-
бопроводе.
В измерительном модуле для измерений массы и массового расхода сырой нефти
используются кориолисовые массовые счетчики различных моделей фирм-производителей:
Emerson Process Management,Fisher-Rosemount (США, Голландия),Rota Yokogawa,
Endress+HauserGmbH+Co.KG (Германия) и ПО «Нефтегазовые системы» (Россия).
Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются кориолисовые
массовые счетчики тех же фирм-производителей, а также вихревые счетчики Fisher-
Rosemount, ИПФ «Сибнефтеавтоматика» и ГК «Эталонприбор» (Россия).
Сепараторы оборудуются манометрами и измерительными преобразователями давления
и температуры.
Для обеспечения измерений массы и массового расхода обезвоженной нефти измери-
тельные модули могут комплектоваться влагомерами ВОЕСН ПО «Нефтегазовые системы»,
ВСН-ПИК ЗАО «ПИКиКо» или F «Phase Dynamics». Обводненность нефти может также оп-
ределяться лабораторным (расчетным) методом.
В зависимости от совокупности основных средств измерений, применяемых при модер-
низации, образующих комплексы средств измерений (далее – КСИ), установки имеют 54 ис-
полнения, которые представлены в таблице 1.
КЛАССИФИКАТОР
комплексов средств измерений установок
автоматизированных измерительных «Спутник-ОЗНА-ВМ1»
Таблица 1
НомерМодель средства измеренийОбозначение
комплексов СчетчикСчетчик Блок измерений комплексов
средств из- сырой нефтяногоВлагомер и обработки ин- средств
меренийнефтигазаформацииизмерений
1 2 3 4 5 6
«Rotamass»
RCCS(T) 34-39
1
2
3
4
5
6
СМF, T,
7
F, R
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17«Rotamass»
18 RCCS
19 (T)
20
34-39/IR
21
22
23
24
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
Е1
Е2
Е3
Е4
Е5
Е6
Е7
Е8
Е9
Е10
Е11
Е12
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
R9
R10
R11
R12
Лист № 3
всего листов 6
«8800»
СВГ.М
«Promass»
Е, I, F
«V-bar-700»
ОЗНА
БИОИ
«8800»
СВГ.М
«Маск»-
-20, 50, 100
(вариант 1)
«V-bar-700»
ОЗНА
БИОИ
2
5
3
«Promass»
Е, I, F
СМF, F, R
«Rotamass»
RCCS(T) 34-39
«Promass»
Е, I, F
1
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
4
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
ВОЕСН
ВСН-ПИК
«F»
6
Р1
Р2
Р3
Р4
Р5
Р6
Р7
Р8
Р9
Р10
Р11
Р12
М1
М2
М3
М4
М5
М6
М7
М8
М9
М10
М11
М12
М13
М14
М15
М16
М17
М18
Пример записи обозначения установки автоматизированной измерительной, выпол-
ненной на базе установки-реципиента «Спутник АМ-40-10-400» и комплекса средств изме-
рений №1: «Спутник-ОЗНА-ВМ1»-Е1-400.
Примечание.
1 Конкретные модели средств измерений, входящие в состав комплекса средств изме-
рений, указываются при заказе в разделе «Дополнительные требования» опросных листов.
2 Допускается включать в состав комплекса средств измерений влагомеры RFM фир-
мы «ROXAR» или RED EYE фирмы «WEATHERFORD», имеющие метрологические харак-
теристики не хуже, чем у указанных в графе 4 таблицы.
Экспликация основных средств измерений
Таблица 2
№
пп
Наименование (обозначение)Изготовитель
средства измерений (модели) (поставщик)
Регистрационный
номер в Госреестре
ЕМ- FR13425-06
RY27054-04
1Счетчики-расходомеры массовые
«Micro Motion» СМF, Т, F, R
2Счетчики-расходомеры массовые
«Rotamass» RCCS(T) 34-39/IR
3Расходомеры массовые
«Promass» Е, I, F
ЕН15201-04
Лист № 4
всего листов 6
Изготовитель
(поставщик)
НГС
Регистрационный
номер в Госреестре
12182-04
№ Наименование (обозначение)
пп средства измерений (модели)
4Счетчики жидкости массовые
«Маск»-20, 50, 100 (вариант 1)
5Расходомеры-счетчики вихревые «8800»
6Счетчики газа вихревые СВГ.М
14663-06
13489-05
FR
ИПФ «Сибнефте-
автоматика»
«Эталонприбор»
14919-05
7Расходомеры-счетчики вихревые
«V-bar-700»
8 Влагомеры сырой нефти «ВОЕСН»
9 Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК
10Влагомеры поточные «F»
НГС
ЗАО «ПИКиКо»
PhD
32180-06
17747-98
17713-03
Примечания.
1. Остальные комплектующие средства измерений могут быть любого типа.
В том числе:
- измерительные преобразователи избыточного давления с верхним пределом измере-
ний 6 МПа (для установок с Р
р
= 4,0 МПа ) и пределами допускаемойотносительной
погрешности, не более ± 0,5%;
- измерительный преобразователь температуры с диапазоном измерений от 0 до 100˚С и
пределами допускаемой относительной погрешности, не более ± 1% (на газовый трубопро-
вод допускается не устанавливать);
- манометры показывающие с пределами измерения 0-6 МПа, класса точности не ниже
1,5.
Исполнение измерительных преобразователей давления и температуры – взрывозащи-
щенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1А по ПУЭ.
2. Установки вместо влагомеров могут комплектоваться трубными катушками соответ-
ствующей конфигурации. При этом обеспечивается резервный канал связи с блоком измере-
ний и обработки информации, для
последующей установки влагомера пользователем. До
установки влагомера содержание воды в рабочей среде блоком измерений и обработки ин-
формации определяет расчетным путем или она определяется лабораторным способом.
3. На измерительном трубопроводе переключателя скважин многоходового и жидкост-
ном трубопроводе сепаратора монтируются пробоотборники по ГОСТ 2517-85. По согласо-
ванию с владельцем установки-реципиента, на жидкостном трубопроводе сепаратора может
быть оставлен существующий счетчик ТОР (регистрационный номер в Госреестре 6965-03)
или заменен соответствующей трубной катушкой.
Сокращения, принятые в экспликации основных средств измерений:
ЕМ-FR – «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount»
RY– «Rota Yokogawa GmbH& CO.KG»
ЕН– «Endress+Hauser GmbH+Co.KG»
НГС – ПО «Нефтегазовые системы»
PhD– «Phase Dynamics»
По признаку номинальной пропускной способности установки имеют два варианта ис-
полнения.
Распределительный модуль ТБ включает в себя входные трубопроводы, переключатель
скважин многоходовой, байпасный трубопровод и выходной коллектор.
В состав БА входят блоки измерений и обработки информации (далее - БИОИ) произ-
водства «АК ОЗНА» и блоки силового управления установок-реципиентов.
Комплект средств жизнеобеспечения обеспечивает укрытие (далее – ТБ и БА-боксы),
обогрев, освещение, вентиляцию и пожаро-газосигнализацию
Установки имеют два варианта климатического исполнения: У и УХЛ категория раз-
мещения 1 по ГОСТ 15150-69.
Лист № 5
всего листов 6
Метрологические и технические характеристики
Номинальные значения среднего (среднесуточного) массового расхода сырой нефти
(номинальная пропускная способность) в зависимости от типоразмера установки-реципиента,
кг/с (т/сут) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4,63(400), 17,4(1500).
Рабочее давление , МПа (кгс /см
2
), не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4,0 (40).
Максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти – газовый
фактор, м
3
/т (в стандартных условиях):
- без замены, при модернизации, сепаратора установки-реципиента . . . . . . . . 60
- с заменой (или доработкой) сепаратора установки-реципиента . . . . . . . . . . .150
Минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в газожидкостной смеси
в рабочих условиях, м
3
/м
3
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,1
Вид входных/выходных сигналов БИОИ:
- унифицированные токовые сигналы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0-20 мА;
- дискретные: «сухой контакт» или «переход коллектор-эмиттер транзистора»;
- импульсные.
Коммуникационные каналы:
- RS485 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . протокол Modbus (мастер)
- RS232S/485 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . протокол Modbus (подчиненный)
Пределы допускаемой относительной погрешности БИОИ, %, не более, при:
- измерениях унифицированных токовых сигналов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ± 0,5
- измерениях интервалов времени . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .± 0,15
- измерениях числа импульсов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .± 0,15
- обработке информации. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .± 0,05.
Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, не более, при:
а) измерениях массы сырой нефти. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ± 2,5;
б) измерениях массы обезвоженной нефти, по поддиапазонам содержания пластовой во-
ды в сырой нефти:
до 70%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ± 6,0; от 70% до
95%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ± 15,0; свыше 95% - в
соответствии с методикой выполнения измерений, утвержденной и
аттестованной в установленном порядке;
в) измерениях объема нефтяного газа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ± 5,0.
Исполнение электрооборудования установок-реципиентов и вновь устанавливаемого
электрооборудования:
-ТБ-бокса-взрывозащищенное, соответствующееклассу взрывоопасной зоны
В-1А (ПУЭ). Категория взрывоопасности и группа
взрывоопасных смесей -IIА-ТЗ по
ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99;
- БА-бокса. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .общепромышленное.
Остальные технические характеристики – в соответствии с эксплуатационной докумен-
тацией установок-реципиентов.
Знак утверждения типа
наносится на металлические таблички, укрепленные на ТБ и БА-боксах, методом фотохими-
ческого травления или аппликацией, а также типографским или иным способом - на титуль-
ных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием
номера свидетельства об
утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.
Комплектность средства измерений
В состав монтируемого оборудования при ремонте и модернизации (далее - ОРМ) вхо-
дит комплект монтажных частей (далее - КМЧ) и КСИ.
Состав ОРМ определяется дефектной ведомостью и спецификацией к хоздоговору.
Лист № 6
всего листов 6
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. автоматизированные измерительные
«Спутник-ОЗНА-ВМ1». Методикой поверки. СВМ1.00.00.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИР» в марте 2008 года.
Основные средства, применяемые при поверке:
1.Калибратор-измерительунифицированныхсигналовэталонныйИКСУ-2000А
ТУ 4381-031-13282997-00. Диапазон воспроизведения токового сигнала 0…25 мА Пределы
допускаемой абсолютной погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ±0,003мА
2. Частотомер электронно-счетный ЧЗ-38 ЕЭ 2.721.087ТУ. Диапазон измерений интер-
валов времени 0,000001…10000с Пределы допускаемой относительной погрешности измере-
ния интервала времени ±2,5х10
-7
%.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений регламентирован в документе «Рекомендация. ГСИ. Количество извлекае-
мой из недр нефти и объемы нефтяного газа. Методика выполнения измерений автоматизиро-
ванными измерительными установками «Спутник-ОЗНА-ВМ1». Свидетельство об аттестации
№ 109406-08 от 28.03.2008 г.,в федеральном реестрезарегистрировано под №
ФР.1.29.2008.04766.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
автоматизированным измерительным «Спутник-ОЗНА-ВМ1»
1 ГОСТ 12.2.044-80 «Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требова-
ния безопасности».
2 ГОСТ 12.2.063-81«Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования
безопасности».
3 ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
4 Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1». Технические
условия ТУ 3667-089-00135786.УК-2007.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Выполнение государственных учетных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ОЗНА – Измерительные системы» (ЗАО «ОЗНА –
Измерительные системы»).
452600, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, 60.
Тел. (34767) 9-50-10, Тел/Факс (34767) 9-50-10. e-mail:
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии». Регистрационный номер 30006-09.
Юридический адрес: 420088 г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А.
Тел.(843)272-70-62, факс 272-00-32, e-mail:
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническомуФ.В. Булыгин
регулированию и метрологии
М.П.«
»
2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 52662-13 | Комплексы измерительные | Hofmann safelane мод. bike, pro II, truck | Фирма "Snap-on Equipment S.r.l. a Unico Socio", Италия | 1 год | Перейти |
| 8783-82 | Установки образцовые | СМОГ | Нет данных | Нет данных | Перейти |
| 17427-98 | Преобразователи измерительные | ИП-02М | СП "Термо-К", Беларусь, г.Минск | 1 год | Перейти |
| 51587-12 | Преобразователи давления измерительные | Sitrans Р200, Sitrans Р210, Sitrans Р220 | Фирма "Huba Control AG", Швейцария, Производственный филиал фирмы "Siemens AG", Германия | 3 года | Перейти |
| 30693-05 | Устройства контрольно-измерительные для проверки релейной защиты | SVERKER 750 и SVERKER 760 | Фирма "GE ENERGY Programma Electric AB", Швеция | 1 год | 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