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 Пионерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" Нет данных, ГРСИ 58005-14
Номер госреестра:
58005-14
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского 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.№ 345-11
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 56265
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского ме-
сторождения НГДУ «Нурлатнефть»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторож-
дения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для измерений массы, массо-
вого расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со скважин Пионерско-
го месторождения и подлежащей сдаче на ДНС-4 «Азат» НГДУ «Нурлатнефть».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамиче-
ских измерений массы сырой нефти с применением расходомеров массовых. Выходные
электрические сигналы расходомеров массовых поступают на соответствующие входы из-
мерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой
нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спро-
ектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и им-
портного производства и состоящей из входного и выходного коллекторов, блока фильтров,
блока измерительных линий, узла подключения передвижной поверочной установки, сис-
темы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществле-
ны непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатацион-
ной документацией на систему.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервно - контрольного) изме-
рительных каналов массы и массового расхода сырой нефти, температуры, избыточного
давления, разности давления, объемной доли воды в сырой нефти, системы сбора и обра-
ботки 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 заре-
гистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под
№ 41560-09;
- преобразователи (разности) давления измерительные Deltabar S PMD75, зарегист-
рирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №
41560-09;
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR 62, зарегистрирован в Фе-
деральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 26239-06;
- манометр сигнализирующий показывающий МП160юН, зарегистрирован в Феде-
ральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
- манометр показывающий сигнализирующий МП100Н, зарегистрирован в Феде-
ральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
- термометр ртутный, стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Феде-
ральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №303-91;
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, зарегистрирован в Феде-
ральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15066-09;
лист № 2
всего листов 5
- программное обеспечение контроллера OMNI 3000/6000 имеет свидетельство №
2301-05м-2009 ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма и программного обеспечения
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 со-
ответствии 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
ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, автоматизи-
рованное рабочее место (далее – АРМ) оператора «RATE АРМ-оператора РУУН 2.3-11
АВ») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологиче-
ски значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функ-
ции 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 идентификаци-
онные данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификаци-
онный номер)
ПО
Другие иден-
тификацион-
ные данные
(если имеются)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора ПО
24.75.04
9111
–
CRC16
Цифровой иден-
тификатор ПО
(контрольная
сумма испол-
няемого кода)
Контроллер измери-
тельно-
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 обеспе-
чение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, иденти-
фикации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе опе-
раторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой струк-
туры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, пред-
ставляет 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 ис-
кажений 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».
Наименование характеристики
Количество измерительных линий, шт.
Рабочее давление, МПа:
– минимальное
– максимальное
0,1
4,0
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2
Измеряемая среда
Значение характеристи-
ки
Нефть сырая
2 (1 рабочая,
1 контрольно-
резервная)
0,2
20,0
7000
от 930 до 1130
Диапазон расхода через систему измерений количества и
показателей качества нефти, т/ч:
– минимальный
– максимальный
Вязкость кинематическая при 50
°
С, мм
2
/с (сСт), не бо-
лее
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
Суммарные потери давления в системе при максималь-
ном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:
– при проведении измерений
– при проведении поверки
0,2
0,4
от 0 до плюс 40
98,0
Диапазон температуры, ºС
Массовая доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не бо-
лее
170000
лист № 4
всего листов 5
±0,25 %
0,8
40
3,0
Продолжение таблицы 2
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн
-1
,
(ppm), не более
Содержание свободного газа, %
Пределы допускаемой относительной погрешности из-
мерений массы сырой нефти:
Пределы допускаемой относительной погрешности из-
мерений 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 эксплуатации 1экз.
- Инструкция по эксплуатации системы 1 экз.
- Методика поверки системы 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0100-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений ко-
личества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ «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 воспро-
изводимых массовых расходов от 5,3 до 420 т/ч; пределы допускаемой основной относи-
тельной погрешности измерений массового расхода ±0,11%;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых темпера-
тур от минус 20 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 давле-
ния 1,03424 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего преде-
ла измерений; внешний модуль давления – нижний предел воспроизведения давления 0 бар,
верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной по-
грешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
– Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосо-
держания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и вспомога-
тельных устройств, определяемом паспортом эталона;
– 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 отно-
сительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов
лист № 5
всего листов 5
±
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.
Сведения о методиках (методах) измерений
Документ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и па-
раметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть», (утвержденная
ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/24309-11 от 28 декабря
2011 г. ФР.1.29.2012.11644).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе из-
мерений количества и параметров нефти сырой Студеного 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, Рес-
публика 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,РеспубликаТатарстан,г.Альметьевск,ул. Объездная,д.5,
тел.: (8553) 37-76-76 факс: (8553) 30-01-96.
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное государствен-
ное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходо-
метрии» (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 |
| 65303-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО АПК "АГРОЭКО-ВОСТОК" (СК "Петровский", СК "Краснянский", СК "Новокриушанский") | Нет данных | ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж | 4 года | Перейти |
| 34431-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Сибнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Шаим-3" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 31642-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Курскэнерго" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 62479-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ "Саранская" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82219-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Химпром" | - | Акционерное общество "Сибэнергоконтроль" (АО "Сибэнергоконтроль"), г. Кемерово | 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