ГРСИ 63105-16: Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз") Нет данных. Поверка

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
63106-16

Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз") Нет данных, ГРСИ 63105-16

Смотреть ГРСИ
63104-16

Номер госреестра:

63105-16

Наименование СИ:

Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз")

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень

Межповерочный интервал:

1 год

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 4418

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 61386

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2

Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2

Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)» (далее – система)

предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти с выхода

дожимной насосной станции №2 Верхнеказымского месторождения.

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 нефти поточного в сырой нефти. Масса нетто

сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого

назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных

линий, блока измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации 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 четырех (трех рабочих, одного контрольно-резервного) измери-

тельных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления,

объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:

– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели F300 (далее – РМ), тип зареги-

стрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под

№ 45115-10;

– влагомер сырой нефти ВСН-АТ (далее – ВП), тип зарегистрирован в Федеральном

информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 42678-09;

– преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном

информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-10;

– датчики давления Метран-150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном

фонде по обеспечению единства измерений под № 32854-13;

– термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в

Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-11 с

преобразователями измерительными 644, тип зарегистрирован в Федеральном информацион-

ном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-09;

– счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш, тип зарегистрирован в Федеральном информа-

ционном фонде по обеспечению единства измерений под № 26776-08.

В систему обработки информации системы входят:

– комплекс измерительно-вычислительный МикроТэк-09, тип зарегистрирован в Феде-

ральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 48147-11;

Лист № 2

Всего листов 6

– автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) оператора системы измерений ко-

личества и показателей качества нефти «Визард СИКН», свидетельство об аттестации про-

граммного обеспечения № АПО-209-13 от 26.05.2011.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

– манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Фе-

деральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;

– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Феде-

ральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических изме-

рений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и объемной доли воды в сырой

нефти;

– автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой

нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механиче-

ских примесей, массовой доли хлористых солей в сырой нефти и массовой доли воды в аккре-

дитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с

применением ВП;

– измерение давления и температуры сырой нефти автоматическое и с помощью пока-

зывающих средств измерений давления и температуры сырой нефти соответственно;

– измерение объемной доли воды в сырой нефти;

– измерение объемного расхода сырой нефти в блоке измерений параметров нефти сы-

рой;

– измерение перепада давления на фильтрах;

– 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

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный

МикроТэк-09, автоматизированное рабочее место оператора системы измерений количества и

показателей качества нефти «Визард СИКН») 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.

рительно-

вычислительный

наименование ПО

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Значение

Идентификационные

Комплекс изме-

Программное обеспечение АРМ оператора систе-

данные (признаки) мы измерений количества и показателей качества

МикроТЭК-09

нефти «Визард СИКН»

Ид

нтификаци

нное

МикроТЭК-09 ПО «Визард СИКН»

Лист № 3

Всего листов 6

Программное обеспечение АРМ оператора систе-

мы измерений количества и показателей качества

нефти «Визард СИКН»

Цифровой идентифи-

катор ПО (контроль-

ная сумма исполняе-

мого кода)

02DС49B1E0F75

07771FC067108

C30364

Продолжение таблицы 1

Значение

рительно-

Идентификационные

Комплекс изме-

данные (признаки)

вычислительный

МикроТЭК-09

Номер версии (иден-

тификационный но-1.757

мер) ПО

18EE0732CC8638CDD5

BD624BC4331025

v.1/1/1/ХХХХ

v.2/1/2/ХХХХ

v.2/1/3/ХХХХ

v.2/1/4/ХХХХ

Поверка преобразователя

расхода (далее – ПР) поCAA0CAF77C2F95839

поверочной установке BCC10725412F8B6

(далее – ТПУ)

Контроль метрологиче-

ских характеристик (да-

лее – КМХ) ПР по ТПУ

КМХ рабочего ПР по4A76D349E3349AA8

контрольному ПР А3728631В17207D4

КМХ преобразователя

плотности (далее – ПП)ВС84С17194F87A9CC5

по преобразователю 5EF26C6493A0A0

плотности

КМХ ПП по ареометру

F63567930709D8FF134

3E4D90E64926D

Процедура хэширования

3A221D

4A4

B698D1179FC5C28

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение

его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, за-

щиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе оператор-

ской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, отно-

сящаяся 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 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 от непреднамеренных и предна-

меренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014

«ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программ-

ного обеспечения»

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы представлены в

табл. 2, 3.

Лист № 4

Всего листов 6

Наименование характеристики

±0,25

±0,4

±0,45

±0,6

Таблица 2 – Основные метрологические характеристики системы

Значение

характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при

измерении массы сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности СИ при изме-

рении массы нетто сырой нефти, %

- при измерении массы нетто сырой нефти при определении мас-

совой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с

применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ, %

- при содержании объемной доли воды от 0,1 % до 5% (мас-

совая доля воды не более 6,084%)

- при содержании объемной доли воды от 5 % до 10 % (мас-

совая доля воды не более 12,169 %)

- при содержании объемной доли воды от 10 % до 16,436 %

(массовая доля воды не более 20%)

- при измерении массы нетто сырой нефти при определении мас-

совой доли воды в испытательной лаборатории, %:

- при содержании объемной доли воды от 0,1 % до 5% (мас-

совая доля воды не более 6,084%)

- при содержании объемной доли воды от 5 % до 10 % (мас-

совая доля воды не более 12,169 %)

- при содержании объемной доли воды от 10 % до 16,436 %

(массовая доля воды не более 20%)

±1,0

Наименование характеристики

от 830 до 900

Таблица 3 – Основные технические характеристики системы

Значение

характеристики

Измеряемая среда

Количество измерительных линий, шт.

нефть сырая

4 (3 рабочие, 1 контроль-

но-резервная)

от 13,6 до 272

Диапазон измерений расхода, т/ч

Диапазон плотности при температуре 20ºС и абсолютном

давлении 101,325 кПа, кг/м

Плотность пластовой воды, кг/м

, не более

Диапазон кинематической вязкости, сСт

Диапазон давления, МПа

Диапазон температуры, ºС

Массовая доля воды, %, не более

Массовая доля механических примесей, %, не более

Массовая доля хлористых солей, %, не более

Содержание свободного газа

Режим работы СИКНС

1010

от 5 до 50

от 0,5 до 6,3

от плюс 0 до плюс 45

20,0

0,1

0,003

отсутствует

непрерывный

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы ти-

пографским способом.

Лист № 5

Всего листов 6

Комплектность средства измерений

– система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнека-

зымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»), 1 шт., заводской № 4418;

– ОИ 205.00.00.00.000 РЭ «СИКНС «Обустройство Верхнеказымского нефтяного место-

рождения» (ОАО «Сургутнефтегаз») Руководство по эксплуатации»;

– МП 0327-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров неф-

ти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефте-

газ»). Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу МП 0327-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений

количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного

месторождения(ОАО«Сургутнефтегаз»).Методикаповерки»,утвержденному

ФГУП «ВНИИР» 20.09.2015.

Основные средства поверки:

– поверочные установки и эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим

поверяемому расходомеру. При определении их метрологических характеристик соотношение

основных погрешностей по проверяемому параметру поверяемого расходомера не должно пре-

вышать 1:3.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика

измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой «Обустройство

Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)» (свидетельство об

аттестации методики измерений 01/00257-2013/15809-14 от 25.08.2014, номер в федеральном

информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.21692).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измере-

ний количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтя-

ного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)

1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений

объема и массы жидкости».

2 ОИ 205.00.00.00.000 РЭ «СИКНС «Обустройство Верхнеказымского нефтяного место-

рождения» (ОАО «Сургутнефтегаз») Руководство по эксплуатации».

Изготовитель

Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)

ИНН 7204002810

Адрес: 625001, г Тюмень, ул. Военная, д. 44

Тел.: (3452) 43-01-03; Е-mail:

girs@hms-neftemash.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие

ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»)

ИНН 0278096217

Юридический адрес: 450071, г. Уфа, проспект С. Юлаева, 89

Почтовый адрес: 450071, г. Уфа, проспект С. Юлаева, 89

Тел.: (347) 292-79-10, факс: (347) 292-79-15; Е-mail:

ozna-eng@ozna.ru

Лист № 6

Всего листов 6

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

Адрес: 420088 г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А

Тел.: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32

Е-mail:

office@vniir.org

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 метрологииC.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2016 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
30576-05	Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ БАЗ"	Нет данных	ООО "Энсис Технологии", г.Москва	4 года	Перейти
71630-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Звездная	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
39893-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "УК "Кузбассразрезуголь" - "Караканский угольный разрез"	Нет данных	ЗАО "Энергопромышленная компания", г.Екатеринбург	4 года	Перейти
50076-12	Приборы для измерений параметров света фар автотранспортных средств	PH 2084 D, PH 2066/D, PH 2066/D/L2, PH 2010G	Фирма "Werther International S.p.A.", Италия	1 год	Перейти
80200-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ "Кузнецк"		Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный Центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва	4 года	Перейти

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

Поверка средств измерений