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 № 2055 при УПС-1640 НГДУ"Бавлынефть" ОАО "Татнефть" Нет данных, ГРСИ 61044-15
Номер госреестра:
61044-15
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640 НГДУ"Бавлынефть" ОАО "Татнефть"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 590/2104
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 59190
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640
НГДУ«Бавлынефть» ОАО «Татнефть»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640
НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть (далее – система) предназначена для автоматизирован-
ных измерений количества и параметров сырой нефти Сабанчинского месторождения
НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные
электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие
входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу
сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измеритель-
но-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений мас-
совой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли
воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам изме-
рений объемной доли воды с помощью влагомера сырой нефти. Масса нетто сырой нефти оп-
ределяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого
назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из узла фильтров, узла
измерительных линий, узла измерения параметров нефти сырой, системы обработки информа-
ции и 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 (одного рабочего, одного контрольного-резервного) измери-
тельных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления,
содержания объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства изме-
рений:
– счетчики-расходомеры массовые MicroMotion модели CMF400 (trial – СРМ), реги-
страционный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измере-
ний (далее – Госреестр) № 45115-10;
– влагомер поточный L(далее – ВП), Госреестр № 46359-11;
– датчики давление Метран-150, Госреестр № 32854-09;
– датчики давления 644, Госреестр № 39539-08.
В систему обработки информации системы входят:
–контроллерыизмерительно-вычислительныеOMNI6000cфункциейрезервирования,
Госреестр№ 15066-09;
– автоматизированное рабочее место оператора системы на базе программного ком-
плекса «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения
№ 21002-11 от 27.12.2011.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;
– термометры стеклянные лабораторные ТЛ-4м, Госреестр № 28208-09;
Лист № 2
Всего листов 4
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем
диапазоне расхода, температуры, давления и плотностисырой нефти;
– вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы бал-
ласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, мас-
совой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лабора-
тории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП;
– измерение давления нефти автоматическое и с помощью показывающих средств из-
мерений давления;
– измерение температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств
измерений температуры;
– возможность проведенияконтроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего
СРМ с применением контрольно-резервногоСРМ;
– возможность проведения поверки СРМс применением комплекта передвижной пове-
рочной установки и поточного преобразователя плотности или с применением эталонного счет-
чика-расходомера массового;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнали-
зацию нарушений установленных границ;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программноеобеспечениесистемы(контроллерыизмерительно-
вычислительныеOMNI 6000, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе
программного комплекса «Rate АРМ оператора УУН»)(далее – ПО), 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 перифе-
рийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
ПО ИВК OMNI 6000
24.75.04
2.3.1.1
Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные
(признаки)ИВК OMNI 6000
Значение
ПО «RateАРМ оператора
УУН»
«RATE АРМ оператора УУН»
РУУН 2.3-11 АВ
Идентификационноенаименова-
ние ПО
Номер версии (идентификацион-
ный номер ПО)
Цифровой идентификатор ПО
9111
В6D270DB
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соот-
ветствует уровню защиты «средний» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в
целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Метрологические и технические характеристики
Основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приве-
дены в таблице 2.
Лист № 3
Всего листов 4
Количество измерительных линий
± 0,25
Таблица 2 – Технические характеристики системы и параметры измеряемой среды
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений расхода нефти, т/ч
Режим работы СИКН
Измеряемая среда
Рабочее давление нефти, МПа
Температура измеряемой среды, °С
Плотность измеряемой среды при 20°С, кг/м
3
Массовая доля воды, не более, %
Содержание свободного и растворенного газа
2 (1 рабочая, 1 кон-
трольно-резервная)
от 30 до 250
периодический
сырая нефть
от 0,2 до 1,5
от 5 до 25
от 870 до 1150
5,0
не допускается
Основные метрологические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3– Метрологические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто сырой нефти, при содержании массовой доли воды
в сырой нефти не более 5,0 %, %
- при применении поточного влагомера и определении
массовых долей механических примесей и хлористых солей в
лаборатории в обезвоженной нефти,± 0,35
- при определении в испытательной лаборатории массовой доли
воды в сырой нефти, массовых долей механических примесей и
хлористых солей в обезвоженной нефти± 0,5
Знак утверждения типа
наносится справа в верхней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
–Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640
НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть, 1 шт., заводской №590/2104;
– Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сы-
рой № 2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть»;
– МП 0245-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров неф-
ти сырой № 2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 0245-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО
«Татнефть. Методика поверки»,утвержденной ФГУП «ВНИИР» 16.01.2015 г.
Основные средства поверки:
- Установка поверочная УЭПМ-АТ, диапазон воспроизводимых расходов от 0,8 до
600,0 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции ««ГСИ. Масса нефти сырой. Методика
измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой при УПС-
1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть» (свидетельство об аттестации методики измерений
Лист № 4
Всего листов 4
№ 01.00257-2013/15109-14 от 15.08.2014, номер в федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений ФР.1.29.2014.18657)
Нормативные документы, устанавливающие требования ксистемеизмерений количества
и параметров нефти сырой №2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть».
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения».
3 МП 0245-9-2015Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти
сырой при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть». Методика поверки.
Изготовитель
ООО «ИМС Индастриз»
Адрес местонахождения: 105187, г. Москва, ул. Щербаковская, д. 53, корп.15
Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47а
Тел./факс: (495) 221-10-50/(495) 221-10-51, E-mail:
ИНН 7736545870
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»).
Юридический адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская,
7а.
Тел. +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32, e-mail:
.
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____» ___________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 80948-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Тамбовская №4 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17, стр. 5, этаж 3 | 4 года | Перейти | |
| 25394-03 | Система измерения температуры и давления многоканальная | TrackSense II | Фирма "Ellab A/S", Дания | 1 год | Перейти |
| 63803-16 | Приборы для измерений и регулирования температуры | CS4S, CS4H, CS4L, CS4R, SC58, SC64, CF1H, CF1L, CF2S, CS4M, CS5S | Фирма "WIKA Alexander Wiegand SE & Co. KG", Германия | 3 года | Перейти |
| 45845-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Западно-Сибирской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Кемеровской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49501-12 | Система информационно-измерительная стенда гидравлического | 30371-07.000 | ОАО "Машиностроительный завод", г.Электросталь | 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