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 УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" Нет данных, ГРСИ 64696-16
Номер госреестра:
64696-16
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63100
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2
Южно-Сургутского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сургутского
месторождения (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и
параметров сырой нефти.
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
измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов
измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей,
массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по
результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера 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 фильтров, блока
измерительных линий, 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.
Системасостоитиздвух(одногорабочего,одногоконтрольно-резервного)
измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры,
давления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF400 (далее - СРМ),
регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений (далее - регистрационный номер) 45115-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный
номер 15644-06 )
- влагомеры нефти микроволновые МВН-1.2 (регистрационный номер 28239-04), далее
- влагомеры);
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820
(регистрационный номер 32460-06);
- счетчик нефти турбинный МИГ-32 (регистрационный номер 26776-08);
-преобразователидавленияизмерительные40.4382(регистрационныйномер
40494-09).
В систему обработки информации системы входят:
- Контроллеры измерительные FloBoss модели S600 (регистрационный номер
№ 38623-08);
- автоматизированное рабочее место оператора системы на базе программного
комплекса ОЗНА-Flow, свидетельство об аттестации программного обеспечения № 40014-11
от 31.03.2011.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, регистрационный номер № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер
№ 303-91.
Лист № 2
Всего листов 5
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических
измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой
нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли
механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в
аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли
воды с применением влагомера;
- измерение давления нефти автоматическое и с помощью показывающих средств
измерений давления;
- измерение температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств
измерений температуры;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и
нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и
сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение системы (контроллеры измерительные FloBoss S600,
автоматизированные рабочие места оператора системы на базе программного комплекса
ОЗНА-Flow, 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 периферийными устройствами (не связанные с
измерениямипараметровтехнологическогопроцесса).НаименованияПОи
идентификационные данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
ИдентификационныеЗначение
данные (признаки)
Идентификационное
наименование ПО
ОЗНА -
FLOW
ПО контроллера
FloBoss S600
(основного)
VxWorks
05.33
ПО контроллера
FloBoss S600
(резервного)
VxWorks
05.33
2.1
4AD4
39D0
64C56178
Номер версии
(идентификационный
номер) ПО
Цифровой идентификатор
ПО
Другие
идентификационные
данные (если имеются)
CRC16
CRC16
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.
Лист № 3
Всего листов 5
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и
установленных параметров, путемввода логина и пароля, ведения журнала событий,
доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для
пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО
системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие
требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях)
записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие
результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты
ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует 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 и метрологические характеристики системы приведены
в таблице 2 и таблице 3 соответственно
Таблица 2 - Основные технические характеристики системы
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Количество измерительных линий, шт.
Вязкость кинематическая при 50
°
С, мм
2
/с (сСт), не более
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
Значение характеристики
Нефть сырая
2 (1 рабочая,
1 контрольно-резервная)
25
От 835 до 900
0,2
0,4
1,97
2,32
от + 5 до +40
от 0,03 до 5
900
0,05
отсутствует
1,5
40
Не допускается
Суммарные потери давления в системе при максимальном
расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:
- при проведении измерений
- при проведении поверки
Рабочее давление измеряемой среды, МПа:
- минимальное
- максимальное
Диапазон температуры измеряемой среды, ºС
Массовая доля воды, %
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля сероводорода, млн
-1
(ppm), не более
Массовая доля серы, %, не более
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн
-1
,
(ppm), не более
Содержание свободного газа
Параметры электрического питания
- напряжение переменного тока, В
380, 3-х фазное, 50 Гц
220±22, однофазное, 50 Гц
+34
-55
Условия эксплуатации системы
- максимальная температура окружающего воздуха, °С
- минимальная температура окружающего воздуха,
о
С
- температура воздуха в помещениях, где установлено
оборудование системы, °С
от +5 до +34
Лист № 4
Всего листов 5
Наименование характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики системы
Значение
характеристики
139,5
279
±0,25
Диапазон измерений расхода через систему измерений количества и
параметров нефти сырой, т/ч:
- минимальный
- максимальный
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
нетто сырой нефти, %
- при измерении содержания воды с применением влагомера
- при измерении содержания воды в лаборатории
±0,35
±0,50
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы
типографским способом.
Комплектность средства измерений
Обозначение
Количество
1 шт.
1 шт.
Таблица 4 - Комплектность поставки
Наименование
Система измерений количества и
параметров нефти сырой УПСВ на
ДНС-2 Южно-Сургутского
месторождения ООО «РН-
Юганскнефтегаз», зав. № 01
Комплект запасных частей,
инструментов и принадлежностей
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
ОИ 086.00.00.00.000 РЭ
МП 0102-9-2013
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0102-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения
ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 28.03.2016 г.
Основное средство поверки:
- Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Smith Meter «Bi-Di Prover»,
диапазон расхода от 24 до 2400 м
3
/ч, погрешность воспроизведения объема ±0,05 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного
клейма или наклейки.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика
измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на
ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО РН-Юганскнефтегаз», свидетельство об
аттестации 01.00257-2008/6506-11 от 31.05.2011, ФР.1.29.2011.10255).
Лист № 5
Всего листов 5
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского
месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости
ОИ 086.11.00.00.000 РЭ СИКНС УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения
ООО «РН-Юганскнефтегаз. Руководство по эксплуатации
Изготовитель
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
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии»
Юридический адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Тел.(843)272-70-62, факс 272-00-32
Е-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.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 32112-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ОГК-5" филиал "Рефтинская ГРЭС" | Нет данных | ЗАО "КРОК Инкорпорейтед", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48269-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Агроэнергосбыт" с Изменением № 1 | Нет данных | ООО "Агроэнергосбыт", дер.Ревякина | 4 года | Перейти |
| 63737-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Тея" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 51896-12 | Регистраторы параметров электрической энергии | UPM и UPT | Фирма "Algodue Elettronica s.r.l.", Италия | 2 года | Перейти |
| 67088-17 | Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1233 | Нет данных | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва | 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