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 узла сепарации Южно-Киняминского месторождения ООО "Газпромнефть-Хантос" Нет данных, ГРСИ 66021-16
Номер госреестра:
66021-16
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой узла сепарации Южно-Киняминского месторождения ООО "Газпромнефть-Хантос"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИПФ "Вектор", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 73
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 64501/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1397 от 17.06.2019 г.)
Система измерений количества и параметров нефти сырой Узла сепарации
Южно-Киняминского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой Узла сепарации Южно-
Киняминского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос» (далее – СИКНС) предназначена
для измерений массового расхода (массы) сырой нефти.
Описание средства измерений
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти в
трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Принцип действия СИКНС
заключается в непрерывном измерении входных сигналов, поступающих от счетчиков-
расходомеровмассовых,преобразователейдавления,температуры,плотностии
влагосодержания с последующей обработкой их при помощи системы обработки информации
(далее – СОИ) в значение массы нетто нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из функционально объединенных блоков:
1) Блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из двух рабочих и одной контрольно-
резервной измерительных линий, предназначен для непрерывного измерения массы сырой
нефти.
2) Блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для
непрерывного автоматического измерения показателей качества нефти (плотность, объемная
доля воды).
3) Система обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки
информации, поступающей с измерительных преобразователей, для вычислений, индикации и
регистрации результатов измерений.
4) Блок трубопоршневой поверочной установки (ТПУ).
Состав СИКН представлен в таблице 1.
Наименование и тип средства измерений
Таблица 1 – Состав СИКН
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF200
Датчики температуры 644
Датчики температуры Rosemount 644
Преобразователи давления измерительные 3051
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835
Комплекс измерительно-вычислительный «Вектор-02»
Установка трубопоршневая Сапфир НГИ-С-100
Регистрационный
номер в Федеральном
информационном
фонде по обеспечению
единства измерений
45115-10
39539-08
63889-16
14061-10
14061-15
14557-10
14557-15
15644-06
43724-10
51927-12
Предусмотрено два режима эксплуатации СИКНС, первый режим установлен для
расхода от 10,0 до 160,0 т/ч с использованием счетчиков расходомеров массовых CMF 200,
второй режим для расхода от 50,0 до 240,0 т/ч с использованием счетчиков расходомеров
массовых CMF 300.
Лист № 2
Всего листов 5
СОИ и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций:
-
измерение в автоматическом режиме:
1) массового расхода сырой нефти по каждой измерительной линии и в целом по
СИКНС;
2) объемной доли воды в сырой нефти;
3) давления в БИЛ, БИК, ТПУ;
4) температуры в БИЛ, БИК, ТПУ;
5) плотности нефти;
-
расчет в автоматическом режиме:
1) суммарной массы сырой нефти за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала
партии);
2) массы нетто нефти с учетом параметров качественного состава сырой нефти
(плотность, влагосодержание, массовая доля механических примесей, массовая концентрация
хлористых солей), измеренных или введенных вручную по результатам лабораторного анализа
за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии);
3) средних значений температуры, давления, плотности, влагосодержания нефти
рассчитанных для отдельных периодов (2 часа, смена, сутки, с начала партии);
-
автоматическая обработка результатов поверки и контроля метрологических
характеристик средств измерений;
-
световая и звуковая сигнализация аварийных состояний СИКНС и выхода
характеристик нефти за установленные пределы;
-
передача измеряемых и расчетных параметров в АРМ оператора СИКНС.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1
Рисунок 1 – Общий вид СИКНС
Лист № 3
Всего листов 5
Программное обеспечение
СИКНС имеет аттестованное программное обеспечение (ПО). ПО представлено
встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса «Вектор-02» и ПО
автоматизированного рабочего места оператора «АРМ Вектор». «АРМ Вектор» имеет
свидетельство об аттестации алгоритма от 26.02.2008, выданное ФБУ «Тюменский ЦСМ».
Уровень защиты программного обеспечения высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 – Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)ИВК «Вектор-02»«АРМ Вектор»
Идентификационное наименование ПО icc Start.gdf
Номер версии (идентификационный номер) ПО 6.4.1 9.13
Цифровой идентификатор ПО 81AB6AEC AC7F9EE3
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора CRC 32
Метрологические и технические характеристики
Значение
от 10 до 160
от 50 до 240
Таблица 3 – Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений массового расхода СИКНС, т/ч:
– в первом режиме эксплуатации
– во втором режиме эксплуатации
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения
массы нетто сырой нефти при значении объемной доли воды в
нефти, %:
– от 0 до 5 %
– от 5 до 10 %
±
0,35
±
0,40
от +5 до +35
непрерывный
сырая нефть
от 0,4 до 6,3
от +5 до +47
Таблица 4 – Основные технические характеристики
Измеряемая среда
Избыточное давление измеряемой среды, МПа
Температура измеряемой среды,
°
С
Вязкость кинематическая обезвоженной дегазированной нефти при
температуре +20 °С, мм
2
/с
от 2,0 до 15,0
от 0,1 до 10
от 800 до 900
от 0,005 до 0,05
100
5
не допускается
Объемная доля воды в сырой нефти, %
Плотность обезвоженной нефти при температуре +20 °С, кг/м
3
Массовая доля механических примесей в обезвоженной
дегазированной нефти, %
Массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной
дегазированной нефти, мг/дм
3
, не более
Объемная доля растворенного газа, м
3
/м
3
, не более
Содержание свободного газа, %
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха внутри технологических
помещений БИЛ, БИК, ТПУ, °С
Режим работы
Параметры электрического питания:
-
напряжение питания переменного тока, В
однофазное
трехфазное
-
частота переменного тока, Гц
50±1
Лист № 4
Всего листов 5
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность средства измерений
Обозначение
Количество
-
1 экз.
Таблица 3 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти
сырой узла сепарации Южно-Киняминского
месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос»
Инструкция по эксплуатации системы измерений
количества и параметров нефти сырой узла сепарации
Южно-Киняминского месторождения
Методика поверки
-
МП 66021-16
с изменением № 1
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 66021-16 «ГСИ. Система измерений количества и
параметровнефтисыройузласепарацииЮжно-Киняминскогоместорождения
ООО «Газпромнефть-Хантос». Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному
ФБУ «Тюменский ЦСМ» 22.11.2018 г.
Основные средства поверки:
– поверочная установка с диапазоном воспроизведения значений массового расхода,
соответствующимдиапазонуизмеренийповеряемогорасходомера,втомчисле
трубопоршневая поверочная установка (рабочий эталон 2-го разряда согласно государственной
поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости, утвержденной приказом
Росстандарта от 07.02.2018 № 256).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы измерений количества и
параметровнефтисыройузласепарацииЮжно-Киняминскогоместорождения
ООО «Газпромнефть-Хантос».
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «Масса сырой нефти. Методика измерений с
применением системы измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) Узла
сепарацииЮжно-КиняминскогоместорожденияООО«Газпромнефть-Хантос».
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений ФР.1.29.2018.29335.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой узла сепарации Южно-Киняминского месторождения
ООО «Газпромнефть-Хантос»
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной
поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости
и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования
Лист № 5
Всего листов 5
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Инженерно-производственная фирма
«Вектор» (ООО «ИПФ Вектор»)
ИНН 7203256184
Адрес: 625031, г. Тюмень, ул. Шишкова, д. 88
Тел.: (3452) 38-87-20
Факс: (3452) 38-87-27
E-mail:
Заявитель
Обществосограниченнойответственностью«Газпромнефть-Хантос»
(ООО «Газпромнефть-Хантос»)
ИНН 8618006063
Адрес: 628011, ХМАО – Югра, г. Ханты-Мансийск, ул. Ленина, д. 56
Тел.: (34673) 54-800
Факс: (34673) 54-844
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском
автономном округе – Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»
Адрес: 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88
Тел.: (3452) 20-62-95
Факс: (3452) 28-00-84
Web-сайт: тцсм.рф
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Тюменский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311495 от 03.02.2016 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 54324-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Строганово" Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Ленинградской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 70933-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту НПС "Зензеватка" | Нет данных | АО "Транснефть - Приволга", г.Самара | 4 года | Перейти |
| 70828-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности "Энерговыбор" для электроснабжения потребителя ООО "Парк Санкт-Петербург" | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 50018-12 | Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 6 ПСП "Башнефть-Черкассы" | Нет данных | ОАО "Уфанефтехим", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 62779-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Орловская" модернизация ЗРУ-10 кВ, ячейки №9, №10 | Нет данных | ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир | 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