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
Комплексная измерительная установка НОВИК, ГРСИ 61335-15
Номер госреестра:
61335-15
Наименование СИ:
Комплексная измерительная установка
Обозначение типа:
НОВИК
Производитель:
АО "НПП "Исток" им.Шокина", г.Фрязино
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 2421
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 59512
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Комплексная измерительная установка «НОВИК»
Назначение средства измерений
Комплексная измерительная установка «НОВИК» (далее – установка) предназначена для
измерения массового расхода и массы сырой нефти, массового расхода и массы сырой нефти
без учета воды и объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стан-
дартным условиям.
Описание средства измерений
Описание распространяется на единичный экземпляр с заводским номером № 2421.
Принцип действия установки основан на динамической сепарации попутного свободного
нефтяного газа из нефтегазоводяной смеси и измерениях массы сепарированной жидкости с
помощью массовых расходомеров, объема сепарированного газа с помощью объемного расхо-
домера газа. Настройка необходимых параметров сепарации свободного газа осуществляется
вручную перед началом измерений. В установках производится измерение объемной доли воды
в сырой нефти с помощью поточного влагомера. Предусмотрена возможность определения
массовой доли воды в сырой нефти по плотности нефти и пластовой воды.
Поток рабочей среды (продукции нефтяной скважины) через фильтр поступает на вход
устройства предварительного отбора газа (далее – УПОГ), в котором осуществляется предвари-
тельное отделение попутного свободного газа из нефтегазоводяной смеси.
После УПОГ поток разделяется на две части: жидкая фаза с оставшейся частью (раство-
ренный и свободный) газа направляется для измерения в жидкостную линию, отделившийся газ
направляется для измерения в газовую линию.
Для исключения уноса жидкости в газовую линию «газовый» выход УПОГ снабжен
фильтром-сепаратором.
Для визуального контроля за работой фильтра-сепаратора установлен накопитель с пока-
зывающим уровнемером. Отделившаяся в фильтре жидкость по мере накопления направляется
в жидкостную линию для учета дебита.
Измерение расхода и количества отсепарированного газа осуществляется ультразвуко-
вым счетчиком газа или массовым расходомером.
Для контроля обводненности в жидкостной измерительной линии установлен влагомер.
Для измерения расхода жидкости применяется массовый расходомер.
Для измерения давления и температуры в газовой и жидкостной линиях установлены
датчики избыточного давления и температуры.
Информационные сигналы со всех средств измерений по кабельным линиям связи по-
ступают в контроллер, установленный в операторском отсеке установок.
Контроллер обрабатывает входные сигналы по определенному алгоритму и представляет
итоговую информацию:
а) на жидкокристаллическом дисплее сенсорной панели;
б) на интерфейсных выходах RS 485, RS 232 и USB;
Установки состоят из блока контрольно-технологического разделенного на два отсека:
– отсек технологический;
– отсек операторский.
Основные средства измерений и оборудование, установленное в технологическом отсе-
ке:
– счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак (Госреестр № 47266-11);
– счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011 (Госреестр № 43618-10);
– влагомер нефти поточный ПВН-615М (Госреестр № 39100-09);
Лист № 2
Всего листов 7
– датчик давления ДМ 5007 (Госреестр № 14753-11
)
– 3 шт.;
– датчик температуры ТС 5008 (Госреестр № 14724-12
)
– 2 шт.;
– манометр избыточного давления МП-У (Госреестр № 10135-15
)
– 2 шт.;
– преобразователь давления измерительный АИР-10 (Госреестр № 31654-14
)
– 2 шт.;
– преобразователь давления измерительный АИР-20/М2 (Госреестр № 46375-11
)
– 2 шт.;
– уровнемер ВМ 26 (Госреестр № 43911-12);
– УПОГ;
– фильтр-сепаратор газовый;
– запорная арматура (краны шаровые Ду80, Ду50, Ду15, Ру=4,0 МПа, блоки клапанные,
задвижка Ду80, Ру=4,0 МПа);
– клапаны обратные;
– входной фильтр;
– мембранное предохранительное устройство Ду80;
– пробоотборники.
Контроль безопасности (загазованности и пожара) в технологическом отсеке осуществ-
ляется следующими средствами измерений:
– газоанализатор стационарный оптический СГОЭС (Госреестр № 59942-15) – 2 шт.;
– извещатель пламени пожарный взрывозащищенный ИПЭС-ИК/УФ – 2 шт.
Контроль температуры в технологическом отсеке осуществляется датчиком температуры
с диапазоном измерений от минус 50 до плюс 50 °С.
Основные аппаратные средства и оборудование, установленное в операторском отсеке:
– шкаф автоматики с контроллером и системой обеспечения безопасности.
– шкаф силовой с релейной автоматикой.
Контроль безопасности (пожара) в операторском отсеке осуществляется пожарными из-
вещателями ИП 212/101 – 2 шт.
Общий вид комплексной измерительной установки «НОВИК» представлен на рисунке 1.
Вид технологического отсека изнутри представлен на рисунке 2.
Пломбирование и защита от несанкционированного доступа представлены на рисунке 3.
Рисунок 1 - Общий вид комплексной измерительной установки «НОВИК».
Лист № 3
Всего листов 7
Рисунок 2 - Вид технологического отсека изнутри.
Рисунок 3 - Пломбирование и защита от несанкционированного доступа
Лист № 4
Всего листов 7
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) установки представляет собой встроенное ПО
контроллера «НОВИК-К», сведения о котором приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационное наименование ПО
Значение
Идентификационное наименование ПО
Novic_C
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.1.0.5
Цифровой идентификатор ПО
0x92D8C11E
Другие идентификационные данные (если имеются)
-
ПО контроллера обеспечивает выполнение следующих функций:
– обработка сигналов, поступающих с первичных преобразователей;
– преобразование значений параметров входных сигналов в значения величин;
– контроль значений величин, звуковая сигнализация и вывод сообщений о выходе зна-
чений за установленные пределы;
– автоматический (либо по запросу) вывод оперативных, сменных, суточных отчетов;
– выдача информации в ПО верхнего уровня по протоколу Modbus ASCII, RTU через RS-
485 интерфейс.
Метрологические характеристики нормированы с учетом встроенного ПО контроллера.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений соответствует «среднему» уровню в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испыта-
ния средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспече-
ния».
Наименование характеристики
6060 × 2550 × 2590
Климатическое исполнение
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Основные технические характеристики
Значение характери-
стики
от 1,25 до 8,33
до 6250
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч
Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, м
3
/ч
Электропитание:
- род тока
- напряжение
- частота питания, Гц
- потребляемая мощность, кВт, не менее
переменный
380/220
50
7
Габаритные размеры в собранном виде (длина × ширина × высота),
мм, не более
Масса блока в состоянии поставки, кг, не более
8000
УХЛ.1
по ГОСТ 15150-69
Срок службы, лет, не trial
8
Лист № 5
Всего листов 7
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики
Наименование характеристики
± 2,5
± 5
Значение характери-
стики
± 6
± 15
не нормируется
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений мас-
сы и массового расхода сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений мас-
сы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержа-
нии воды (в объемных долях), %:
- от 0 до 70%
- свыше 70 до 95%
- свыше 95%
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объ-
ема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного
к стандартным условиям, %
Таблица 4 – Климатические условия эксплуатации установки:
Наименование характеристики
Климатическое исполнение
Температура района установки, °С
Значение характери-
стики
от минус 54 до плюс
50
УХЛ.1
по ГОСТ 15150-69
Таблица 5 – Рабочая среда – продукция нефтяных скважин (нефтегазоводяная смесь) с парамет-
рами:
Наименование характеристики
Температура рабочей среды, °С
Рабочее давление, МПа
Кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °C, сСт, не более
Плотность сырой нефти, кг/м
3
Объемная доля воды в сырой нефти, %
Газовый фактор, м
3
/т нефти, не более
Значение характери-
стики
От 0,1 до 4,0
от плюс 5
до плюс 75
120
от 760 до 1200
от 0 до 98
200
Установка относится к взрывоопасным установкам, в которых могут образовываться
взрывоопасные смеси категории А и группы Т3 по классификации ГОСТ 30852.5-2002, ГОСТ
30852.11-2002.
Взрывобезопасность в целом обеспечивается за счет использования серийно изготавли-
ваемого электрооборудования с уровнем взрывозащищенности, соответствующем классу взры-
воопасных зон.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установок типографским способом,
на табличке блока контрольно-технологического – методом аппликации или шелкографией.
Лист № 6
Всего листов 7
Комплектность средства измерений
1.Комплексная измерительная установка «НОВИК» КРПГ.4146191
2.Паспорт КРПГ.414619 ПС1
1
1
3.МП 0298-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Комплексная измерительная установка
«НОВИК». Методика поверки
4.Эксплуатационная документация согласно ведомости эксплуатационной до-
кументации
5.Комплект монтажных частей
6.Комплект запасных частей
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 0298-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Комплексная измерительная
установка «НОВИК». Методика поверки», утвержденная руководителем ЦИ СИ ФГУП
«ВНИИР» 18 мая 2015 г.
Основные средства поверки:
– Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газо-
жидкостных смесей ГЭТ 195-2011 с диапазонами воспроизводимого массового расхода газо-
жидкостной смеси (далее – ГЖС) от 2 до 110 т/ч, со среднеквадратическим отклонением 0,11 %,
неисключенной систематической погрешностью 0,35 %, со стандартной неопределенностью
типа А 0,11 %, по типу В 0,2 %, суммарной неопределенностью 0,23 %, расширенной неопреде-
ленностью 0,46 %, с диапазонами воспроизводимого массового расхода жидкой смеси от 2 до
110 т/ч, со среднеквадратическим отклонением 0,03 %, неисключенной систематической по-
грешностью 0,06 %, со стандартной неопределенностью типа А 0,03 %, по типу В 0,03 %, сум-
марной неопределенностью 0,04 %, расширенной неопределенностью 0,08 %, с диапазонами
воспроизводимого объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям от 0,1 до 250
м
3
/ч, со среднеквадратическим отклонением 0,10 %, неисключенной систематической погреш-
ностью 0,28 %, со стандартной неопределенностью типа А 0,10 %, по типу В 0,16 %, суммарной
неопределенностью 0,17 %, расширенной неопределенностью 0,38 %.
– Рабочие эталоны 1-го разряда по ГОСТ Р 8.637-2013 «ГСИ. Государственная повероч-
ная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков» с диапазоном вос-
произведения массового расхода ГЖС от 0,1 до 150 т/ч с относительной погрешностью от 0,5 %
до 1,0 % и диапазоном воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стандартным
условиям, от 0,1 до 1600 м
3
/ч с относительной погрешностью от 1,0 % до 1,5 %.
– Рабочие эталоны 2-го разряда по ГОСТ Р 8.637 с диапазоном воспроизведения массо-
вого расхода ГЖС от 0,1 до 150 т/ч с относительной погрешностью от 1,5 % до 2,0 % и диапа-
зоном воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, от 0,1
до 6000 м
3
/ч с относительной погрешностью от 3,0 % до 5,0 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Сведения о методиках (методах) измерений содержатся в документе «Комплексная из-
мерительная установка «НОВИК». Руководство по эксплуатации. КРПГ.414619.001 РЭ. Часть 3.
Методика измерений установками КИУ «НОВИК». КРПГ.414619.002 МИ».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам из-
мерительным комплексным «НОВИК»
Техническиеусловия.Комплекснаяизмерительнаяустановка«НОВИК».
КРПГ.414619.001 ТУ.
Лист № 7
Всего листов 7
Изготовитель
АО «НПП «Исток» им. Шокина»
141190, г. Фрязино, Московская область, ул. Вокзальная, 2а.
Тел.: +7 (495) 465-86-66, +7 (495) 465-86-86, E-mail:
.
ИНН 5050108496
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии».
Юридический адрес: 420088 г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А. Тел.: (843)272-70-62, факс: 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 |
| 69302-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НЭЗ | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 47606-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АтомЭнергоСбыт" (ФГУП "РФЯЦ - ВНИИТФ им.академ.Е.И.Забабахина") | Нет данных | ФГУП "РФЯЦ-ВНИИТФ им.акад.Е.И.Забабахина", г.Снежинск | 4 года | Перейти |
| 38499-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО "Мак-Тауэр" | Нет данных | ЗАО "ЭНКОМ", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 62414-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Тамбовская энергосбытовая компания" (ПС 220/110/6 кВ "Тамбовская № 4" и ПС 220/110/35/10/6 кВ "Мичуринская") | Нет данных | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 75424-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Нижневартовская Энергосбытовая компания" | Нет данных | ООО "Нижневартовская Энергосбытовая компания", г.Нижневартовск | 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