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 показателей качества нефти № 504 на Хохряковском месторождении ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" Нет данных, ГРСИ 53356-13
Номер госреестра:
53356-13
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 504 на Хохряковском месторождении ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 50569
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 504 на
Хохряковском месторождении ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее
предприятие»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 504 на Хохряковском
месторождении ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (далее – система)
предназначена для проведения учетных операций между ОАО «Нижневартовское нефтегазодо-
бывающее предприятие» и «ТНК-Нижневартовск».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамиче-
ских измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные
электрические сигналы с преобразователей объемного расхода поступают на соответствующие
входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу
нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого
назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных
линий (далее – БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), трубопорш-
невой поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа нефти. Мон-
таж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с
проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех рабочих измерительных каналов объема нефти, одного кон-
трольно-резервного измерительного канала объема нефти, а также измерительных каналов
плотности, температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного
расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
– преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (далее – ТПР), Госре-
естр № 15427-01;
– счетчик жидкости турбинный CRA/MRT97, Госреестр № 22214-01;
– преобразователи плотности жидкости измерительные 7835, Госреестр № 15644-06;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр № 14557-10;
– термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-01, с
преобразователями измерительными 644 к датчикам температуры, Госреестр № 14683-00;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99;
– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее – стационарная ТПУ),
Госреестр № 20054-06.
В систему обработки информации системы входит:
– комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, Госреестр № 19240-11, свидетель-
ство об аттестации алгоритмов вычислений № ПО-2550-03-2011 от 14.01.2011 г., выдано ФГУП
«ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматическое измерение массы нефти косвенным методом динамических измере-
ний в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;
– автоматическое измерение плотности и объемной доли воды;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-
щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
Лист № 2
Всего листов 5
– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих ТПР с приме-
нением контрольно-резервного ТПР применяемого в качестве контрольного;
– проведение КМХ и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализа-
цию 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,
хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического
про-
цесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процеду-
ры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами
(не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и
идентификационные данные указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Наименование
ПО
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) ПО
Цифровой иденти-
фикатор ПО (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора ПО
oil_tm.exe
342.01.01
1FEEA203
CRC32
«RATE АРМ-
оператора УУН»
РУУН2.3-11 АВ
2.3.1.1
B6D270DB
CRC32
ПО комплекса
измерительно-
вычислитель-
ного ИМЦ-03
ПО «RATE
АРМ-
оператора
УУН»
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-
ние его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации,
защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы
осуществляется путем отображения
на
мониторе опера-
торской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры,
относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет со-
бой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-
тановленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-
крыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечи-
вается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализо-
ванных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал со-
бытий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от
любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и
преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекоменда-
ция. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях
средств измерений в целях утверждения типа».
Лист № 3
Всего листов 5
системы приведены в
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики
таблице 2.
Т а б л и ц а 2 – Основные метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
±0,25
От 30 до 75
Значение характеристи-
ки
Нефть по ГОСТ Р 51858-
2002 «Нефть. Общие тех-
нические условия»
Количество измерительных линий, шт.
Диапазон расхода, м
3
/ч
Диапазон плотности, кг/м
3
4 (3 рабочие, 1 контрольно-
резервная)
От 150 до 900
От 750 до 850
От 1,5 до 5,5
От 0,3 до 5,0
От плюс 5 до плюс 40
1,0
0,05
900
1,8
0,99
2,0
66,7 (500)
Не допускается
Непрерывный
Диапазон кинематической вязкости, сСт
Диапазон давления, МПа
Диапазон температуры,
°
С
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля серы, %, не более
Массовая доля парафина, %, не более
Массовая доля сероводорода, млн
-1
(ppm), не более
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более
Содержание свободного газа, %
Режим работы системы
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении массы, %
Параметры электропитания
Напряжение переменного тока, В
трехфазное 380 (50 Гц),
220 (50 Гц)
Климатические условия эксплуатации системы
От минус 45 до плюс 34
От плюс 5 до плюс 30
От плюс 5 до плюс 30
От плюс 22 до плюс 25
Температура окружающего воздуха, °С
Температура воздуха в помещениях, °С:
- в БФ, БИЛ, БТПУ
- в БИК
- в операторной
Относительная влажность воздуха в помещениях, где установле-
но оборудование системы, %
Относительная влажность окружающего воздуха, %
Атмосферное давление, кПа
От 56 до 78
От 84 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти № 504 на Хохряковском
месторождении ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», 1 шт., заводской
№ 01;
Лист № 4
Всего листов 5
– инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти № 504 на Хохряковском месторождении ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее
предприятие»;
– «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти
№ 504 на Хохряковском месторождении ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее
предприятие». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 21 декабря 2012 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 53356-13 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти № 504 на Хохряковском месторождении ОАО «Нижневартовское
нефтегазодобывающее предприятие». Методика поверки» , утвержденному ФГУП ВНИИР 21
декабря 2012 г.
Основные средства поверки:
– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, пределы допускаемой отно-
сительной погрешности ± 0,1 %;
– 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 20,0 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 с пределами допускаемой абсолютной погрешности
измерений плотности
±
0,1 кг/м
3
в диапазоне плотности от 650 до 1100 кг/м
3
;
– калибратор температуры серии ATC-R модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых
температур от минус 40 ºС до плюс 155 ºС, пределы допускаемой абсолютной погрешности
±
0,04 ºС;
– калибратор многофункциональный MC5-R-IS: внешний модуль давления EXT100-IS с
диапазоном измерений от 0 до 10 МПа и пределами допускаемой основной погрешности ±
(0,04 % от показания + 0,01 % от верхнего предела диапазона); внутренний модуль давления INT
1C-IS с диапазоном измерений ± 100 кПа и пределами допускаемой основной погрешности ± (0,04
% от показания + 0,01 % от верхнего предела диапазона).
Допускается использование других средств поверки с характеристиками не хуже,
указанных выше.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений систе-
мой измерений количества и показателей качества нефти № 504 на Хохряковском месторожде-
нии
ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (свидетельство об аттеста-
ции методики (метода) измерений № 01.00257-2008/361014-12 от 26.12.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измере-
ний количества и показателей качества нефти № 504 на Хохряковском месторождении
ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 Технический проект «Реконструкция системы
измерений количества и
показателей
качества нефти № 504» 0489.00.00.000.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Лист № 5
Всего листов 5
Изготовитель
Общество
с ограниченной ответственностью
«ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индаст-
риз»), г. Москва
Юридический адрес: 105187, г. Москва, ул. Щербаковская, д. 53, корп. 15
Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47 А
Тел.: (495) 221-10-50, факс: (495) 221-10-51
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) Федеральное госу-
дарственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт рас-
ходометрии» (ФГУП ВНИИР)
Юридический адрес: 420088, 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.
«____» ___________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 43576-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Экспериментальный завод" | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 35981-07 | Рабочие эталоны обратных потерь в волоконно-оптических системах передачи | РЭОП | ФГУП "ВНИИ оптико-физических измерений" (ВНИИОФИ), г.Москва | 1 год | Перейти |
| 34456-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Сибнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Демьянское-1" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 63145-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Подпорожская" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 81379-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ "Ульяновская" | - | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), 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