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 Южно-Сунчелеевского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" Нет данных, ГРСИ 58004-14
Номер госреестра:
58004-14
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сунчелеевского месторождения НГДУ "Нурлатнефть"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Татинтек", г.Альметьевск
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 346-11
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 56264
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров trial сырой Южно-
Сунчелеевского месторождения НГДУ «Нурлатнефть»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сунчелеевского
месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для измерений
массы, массового расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со
скважин Южно-Сунчелеевского месторождения и подлежащей сдаче на ДНС-4 «Азат»
НГДУ «Нурлатнефть».
Описание средства измерений
Принципдействиясистемыоснованнаиспользованиипрямогометода
динамических измерений массы сырой нефти с применением расходомеров массовых.
Выходныеэлектрические сигналы расходомеровмассовых поступаютна
соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует
их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и
импортного производства и состоящей из входного и выходного коллекторов, блока
фильтров, блока измерительных линий, узла подключения передвижной поверочной
установки, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка
системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с
проектной и эксплуатационной документацией на систему.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервно - контрольного)
измерительных каналов массы и массового расхода сырой нефти, температуры,
избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в сырой нефти, системы
сбора и обработки информации, в которые входят следующие средства измерений:
- расходомер массовый Promass 83F (далее – МР), зарегистрирован в Федеральном
информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15201-11;
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;
- преобразователь (избыточного) давления измерительный Cerabar S PMP 71
зарегистрированвФедеральноминформационномфондеобеспеченияединства
измерений под № 41560-09;
- преобразователи (разности) давления измерительныеDeltabarS PMD75,
зарегистрированы в Федеральном информационном фонде обеспечения единства
измерений под № 41560-09;
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR 62, зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 26239-06;
- манометр сигнализирующий, показывающий МП160юН, зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
- манометр показывающий, сигнализирующийМП100Н, зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
- термометр ртутный,стеклянныйлабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №303-91;
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15066-09;
- программное обеспечение контроллера OMNI 3000/6000 имеет свидетельство №
2301-05м-2009 ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма и программного обеспечения
Лист № 2
Всего листов 5
средств измерений;
- Rate. автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора УУН РУУН 2-07 АВ
(Свидетельство о метрологической аттестации № 21002-11).
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода сырой нефти в рабочем
диапазоне расхода, (т), (т/ч);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли
воды (%) в сырой нефти;
- измерение температур и давления в сырой нефти с помощью показывающих
средств измерений температуры и давления соответственно;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МР с
применением поверочной установки (далее – ПУ);
- проведение КМХ МР по резервно- контрольному МР;
- формирование и архивирование в автоматизированном рабочем месте оператора
значений результатов измерений;
- вывод на печать отчетных документов;
- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью
системы доступа с паролями;
- вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений
плотности, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое
может повлиять на результат измерений, средства измерений снабжены средствами
защиты в соответствии с требованиями МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила
пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе
систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".
Программное обеспечение
ПОсистемы(контроллерыизмерительно-вычислительныеOMNI6000,
автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) оператора «RATE АРМ-оператора
РУУН 2.3-11 АВ») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на
метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все
процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку,
хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического
процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки,
процедуры 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.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификацио
нный номер) ПО
Другие
идентификац
ионные
данные (если
имеются)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
24.75.04
9111
–
CRC16
Цифровой
идентификатор
ПО
(контрольная
сумма
исполняемого
кода)
Контроллер
измерительно-
вычислительный
OMNI 6000
Лист № 3
Всего листов 5
Продолжение таблицы 1
«RATE АРМ-
оператора» РУУН2.3.1.1B6D270DB
2.3-11 АВ
–CRC32
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и
обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения,
идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе
операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой
структуры, относящаяся 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
установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения журнала событий,
доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для
пользователя закрыт. 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 «Рекомендация. Проверка защиты
программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в
целях утверждения типа».
Метрологические и технические характеристики
Количество измерительных линий, шт.
Таблица 2
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Значение характеристики
Нефть сырая
2 (1 рабочая,
1 контрольно-резервная)
Диапазон расхода через систему измерений количества и
показателей качества нефти, т/ч:
– минимальный
– максимальный
Вязкость кинематическая при 50
°
С, мм
2
/с (сСт), не более
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
0,2
20,0
7000
от 930 до 1130
0,2
0,4
0,1
4,0
от 0 до плюс 40
98,0
170000
0,8
Суммарные потери давления в системе при максимальном
расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:
– при проведении измерений
– при проведении поверки
Рабочее давление, МПа:
– минимальное
– максимальное
Диапазон температуры, ºС
Массовая доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн
-1
,
(ppm), не более
Содержание свободного газа, %
40
3,0
Лист № 4
Всего листов 5
±0,25 %
Продолжение таблицы 2
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы сырой нефти:
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто сырой нефти в диапазоне измерения объемной
доли воды: от 0% до 5%
от 5% до 10%
от 10% до 20%
от 20% до 50%
от 50% до 70%
от 70% до 85%
от 85% до 98%
±
0,35 %
±
0,40 %
±
1,50 %
±2,50 %
±5,00 %
±15,00 %
± 60,0 %
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы
типографским способом.
Комплектность средства измерений
- Система в составе согласно инструкции по эксплуатации1экз.
- Инструкция по эксплуатации системы1 экз.
- Методика поверки системы1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0098-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количестваипараметровнефтиЮжно-СунчелеевскогоместорожденияНГДУ
«Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 17
февраля 2013 г.
Основное поверочное оборудование:
- установка поверки мобильная эталонная СИКН МЭУ-100-4,0: диапазон
воспроизводимых массовых расходов от 5,3 до 420 т/ч; пределы допускаемой основной
относительной погрешности измерений массового расхода ±0,11%;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых
температур от минус 20 ºС до 155 ºС, пределы допускаемой абсолютной погрешности
±
0,04 ºС;
- калибратор многофункциональный модели ASC 300-R: внешний модуль давления
– нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения
давления 1,03424 бар, 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;
-Государственныйпервичныйспециальныйэталонединицыобъемного
влагосодержания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и
вспомогательных устройств, определяемом паспортом эталона;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти
инефтепродуктовУПВА,пределыдопускаемойабсолютнойпогрешности
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 15000,0 Гц, пределы допускаемой абсолютной
погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке
±
2 имп. в диапазоне от 20
до 5·10
8
имп.
Лист № 5
Всего листов 5
Сведения о методиках (методах) измерений
Документ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и
параметров нефти сырой Южно-Сунчелеевского месторождения НГДУ «Нурлатнефть»,
(утвержденная ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/24209-11
от 28 декабря 2011 г., ФР.1.29.2012.11643).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измеренийколичестваипараметровнефтисыройЮжно-Сунчелеевского
месторождения НГДУ «Нурлатнефть»
Техническая документация ООО «ЭнергоТехПроект».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Татинтек», адрес: 423450 Россия,
Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Мира, д. 4 Тел.: +7 (8553) 31-47-07, +7 (8553) 31-47-97
факс:+7 (8553) 31-47-09.
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Центр метрологии и
расходометрии» 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Объездная, д. 5,
тел.: (8553) 37-76-76 факс: (8553) 30-01-96.
Испытательный центр
ГосударственныйцентриспытанийсредствизмеренийФедеральное
государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский
институт расходометрии» (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:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____» ___________ 2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 13809-94 | Системы информационно-измерительные | Система вибрационной диагностики | АО НПП "Турботест", г.С.-Петербург | 1 год | Перейти |
| 75396-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" Астраханский газоперерабатывающий завод | Нет данных | ИТЦ ООО "Газпром энерго", г.Оренбург | 4 года | Перейти |
| 42615-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" КС "Сутузово" | Нет данных | ООО "ЕСН Энерго", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 53387-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция" | Нет данных | ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 51819-12 | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления КСП-14 ОАО "ТНК-Нижневартовск" | Нет данных | ООО "Центавр", г.Нижневартовск | 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