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
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" Нет данных, ГРСИ 51347-12
Номер госреестра:
51347-12
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Аргоси", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 107
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 48339
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Прираз-
ломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного
месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее – система) предназначена для непрерывного
автоматизированного измерения массы (массового расхода) и организации учета нефти сырой.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических из-
мерений массы нефти сырой с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электри-
ческие сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы из-
мерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти сырой
по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока из-
мерений количества нефти сырой, блока измерений параметров нефти сырой (далее – БИК), места
для подключения установки передвижной поверочной, системы обработки информации и раз-
дельной системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте
эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее
компоненты.
Система состоит из двух рабочих измерительных каналов массы нефти сырой, одного
контрольного измерительного канала массы нефти сырой, а также измерительных каналов плот-
ности, температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти сырой, объемного
расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 с измерительными пре-
образователями серии 2700 (далее – СРМ), Госреестр № 45115-10;
– счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08;
– преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, Госреестр № 15644-06;
– влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;
– термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11;
– преобразователи измерительные 3144Р, Госреестр № 14683-09;
– датчика давления «Метран-150», Госреестр № 32854-09.
В систему обработки информации системы входят:
– контроллеры измерительные FloBoss S600+, Госреестр № 38623-11, свидетельство
ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритмов вычислений № 01.00284-2010-084/04-2011, выдано
ОАО «Нефтеавтоматика».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры показывающие МП, Госреестр № 47452-11;
– термометры биметаллические показывающие ТБПЮ, Госреестр № 31733-06.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматическое измерение массы нефти сырой прямым методом динамических измере-
ний в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти сырой;
– измерение давления и температуры нефти сырой автоматическое и с помощью показы-
вающих средств измерений давления и температуры нефти сырой соответственно;
– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и резервного СРМ
с применением контрольного СРМ;
– проведение КМХ и поверки СРМ с применением передвижной поверочной установки;
лист № 2
всего листов 5
FloBossS600+
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепро-
дукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию
нарушений установленных границ;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая
хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хра-
нение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а
также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и под-
программы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связан-
ные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификаци-
онные данные указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Номер версииЦифровой идентифи-Алгоритм вы-
НаименованиеИдентификационное(идентифика- катор ПО (контроль- числения циф-
ПОнаименование ПОционный но-ная сумма исполняе-рового иденти-
мер) ПО мого кода) фикатора ПО
ПО контроллера
измерительного
LinuxBinary.app06.09e0259CRC 16
FloBossS600+
(основной)
ПО контроллера
измерительного
LinuxBinary.app06.09e0259CRC 16
автоматизиро-
ванного рабоче-
(резервный)
ПОкомплекса
программного
не оказывает влияния
SRV 1.0 на метрологические
го м
е
ста опер
а
-
характеристики
тора системы
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение
его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защи-
ты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе оператор-
ской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относя-
щаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-
сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и уста-
новленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного толь-
ко для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт.
При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается под-
тверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алго-
ритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный
только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений
путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изме-
нений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты
программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях
утверждения типа».
лист № 3
всего листов 5
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 – Основные метрологические и технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Измеряемая среда
Количество измерительных линий, шт.
Нефть сырая
4 (2 рабочие, 1 контрольная, 1
резервная)
От 200,50 до 429,89
Диапазон измерений расхода, т/ч
Диапазон измерений плотности:
– при 15 ºС и избыточном давлении равным нулю, кг/м
3
– при 20 ºС и избыточном давлении равным нулю, кг/м
3
От 853,7 до 873,5
От 850,1 до 870,0
От 5 до 40
От 0,80 до 4
От плюс 40 до плюс 45
20
1
900
0,05
± 0,3
± 0,2
± 0,5
± 0,05
± 0,2
± 0,25
Не допускается
Непрерывный
Диапазон измерений кинематической вязкости при 20
°
С, сСт
Диапазон измерений избыточного давления измеряемой среды,
МПа
Диапазон измерений температуры измеряемой среды,
°
С
Массовая доля воды, %, не более
– в режиме ДНС
– в режиме УПСВ
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
плотности измеряемой среды, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств изме-
рений температуры измеряемой среды, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений
избыточного давления измеряемой среды, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
объемной доли воды в измеряемой среде с применением влаго-
мера сырой нефти ВСН-АТ в диапазоне измерений от 0,01 до
4,00 %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
объемной доли воды в измеряемой среде с применением влаго-
мера сырой нефти ВСН-АТ в диапазоне измерений от 0,01 до
20,00 %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы (массового расхода) сырой нефти, %
Содержание свободного газа
Режим работы системы
Параметры электропитания:
– напряжение переменного тока, В
трехфазное 380 В/50 Гц,
220 В/50 Гц
От минус 28 до 40
От 18 до 25
Климатические условия эксплуатации системы:
– температура окружающего воздуха, °С
– температура воздуха в помещениях, где установлено обору-
дование системы, °С
– относительная влажность воздуха в помещениях, где уста-
новлено оборудование системы, %
– относительная влажность окружающего воздуха, %
– атмосферное давление, кПа
От 45 до 80
От 45 до 85
От 84 до 106
лист № 4
всего листов 5
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразлом-
ного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», 1 шт., заводской № 107;
– инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой
на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»;
– «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4
УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвер-
жденная ФГУП ВНИИР 19 июля 2012 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 51347-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и
параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-
Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 июля 2012 г.
Основные средства поверки:
– установка передвижная поверочная «ПУМА» на базе счетчиков-расходомеров массовых
ELITE®, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,11 %;
– контроллеры измерительные FloBoss S600+, пределы допускаемой относительной
погрешности измерений расхода, объема, массы жидкости
±
0,01 %, пределы допускаемой
основной приведенной погрешности измерения напряжения
±
0,005 %, силы тока
±
0,04 %,
пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении импульсных сигналов
±
1 имп.;
– устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и
нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы
постоянного тока
±
3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной
погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов
±
5×10
-4
в диапазоне от
0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества
импульсов в пачке
±
2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10
8
имп.;
– установка пикнометрическая производства фирмы «H&D Fitzgerald Ltd» с пределами
допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности
±
0,10 кг/м
3
в диапазоне плотности
жидкости от 600 до 1100 кг/м
3
;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от
минус 25 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
– калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления –
нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления
1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела
измерений; внешний модуль давления – нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний
предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025%
от верхнего предела измерений.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «Методика (метод) измерений. Масса сырой
нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти
сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельст-
во об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/172014-11 от 21.11.2011 года,
номер в Госреестре ФР.1.29.2012.11878).
лист № 5
всего листов 5
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений
количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объ-
ема и массы жидкости».
2 Техническая документация 7748 «Система измерений количества и параметров нефти
сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспече-
ния единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ЗАО «Аргоси»
Юридический адрес: 301087, Тульская обл., Чернский район, пос. Воропаевский
Почтовый адрес: 115054, г. Москва, Стремянный переулок, д. 38
Тел.: +7 (495) 544-11-35, факс: +7 (495) 544-11-36, e-mail:
Заявитель
ООО «МЦЭ-Инжиниринг»
Юридический адрес: Российская Федерация, 125424, г. Москва, Волоколамское шоссе, 73
Почтовый адрес: Российская Федерация, 125424, г. Москва, Волоколамское шоссе, 73
Тел./факс: +7 (495) 380-19-86, e-mail:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) Федеральное государст-
венное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходомет-
рии» (ФГУП ВНИИР)
Юридический адрес: Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А
Тел.: 8 (843) 272-70-62, факс: 8 (843) 272-00-32, e-mail:
Регистрационный номер 30006-09.
Ф.В. Булыгин
Заместитель руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
М.П.«____» ___________ 2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 30060-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии для энергоснабжения ООО "Топкинский цемент" | Нет данных | ООО "ПКК "Энергомер", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 43510-09 | Система измерений количества и показателей качества дизельного топлива №34 | Нет данных | ОАО "Черномортранснефть", г.Новороссийск | 1 год | Перейти |
| 83399-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Вилюйская ГЭС-3" | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "Вилюйская ГЭС-3" (АО "Вилюйская ГЭС-3"), Республика Саха (Якутия), Мирнинский район, п. Светлый | 4 года | Перейти |
| 15178-05 | Вычислители количества энергоносителей | Ирга-2 | ООО "Глобус", г.Белгород | 3 года | Перейти |
| 39499-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Квартал 674-675" | Нет данных | ООО "Квартал 674-675", г.Москва | 4 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