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
Номер госреестра:
67947-17
Наименование СИ:
Расходомеры многофазные
Обозначение типа:
РМФ
Производитель:
ООО "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК", г.Воткинск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
07.07.2022
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 66508
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Расходомеры многофазные РМФ
Назначение средства измерений
Расходомеры многофазные РМФ (далее – расходомеры) предназначены для измерения
массового расхода и массы сырой нефти, массового расхода и массы сырой нефти без учета
воды, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным
условиям без предварительной сепарации измеряемой среды.
Описание средства измерений
Расходомеры относятся к классу кориолисовых расходомеров и состоят из двух основных
устройств: массового расходомера и виброчастотного плотномера.
Конструктивно расходомер выполнен из двух одинаковых кольцеобразных трубчатых
резонаторов, которые образуют с магнитоэлектрическим приводом электромеханическую
колебательнуюсистемусраспределённымипараметрами,работающуюначастоте
механического резонанса.
Сырая нефть в расходомере проходит через диспергатор, после чего в виде гетерогенной
смеси (смесь жидкой и газовой фаз), протекает через оба резонатора, создавая в них равенство
температур, давлений и объёмных концентраций фаз. Массовый расход сырой нефти
вычисляется по измерению фазового сдвига между сигналами с датчиков скорости. Плотность
сырой нефти вычисляется по периоду сигнала с магнитоэлектрических датчиков скорости на
резонансной частоте системы.
Для определения температуры и давления измеряемой среды дополнительно установлены
датчики давления и температуры.
Измеренные значения массового расхода, плотности, давления и температуры сырой
нефтипоступаютвшкафуправления,гдевычислительныйконтроллерпроизводит
окончательную обработку результатов измерений.
1 – расходомер многофазный РМФ;
2 – байпасная линия;
3 – стойка;
4 – шкаф управления
Рисунок 1 - Общий вид расходомера многофазного РМФ
Лист № 2
Всего листов 5
Условное обозначение расходомеров в зависимости от максимального измеряемого
расхода и рабочего давления:
РМФ
- ХХХ
- ХХ
123
где: 1 – тип расходомера;
2 – максимальный измеряемый расход, т/сут, (100, 200, 400, 800 и 1500)
3 – рабочее давление, МПа, (4,0 или 6,3)
Программное обеспечение
Данные, полученные при измерениях, обрабатываются с помощью программного
обеспечения (далее – ПО), в котором реализованы алгоритмы совместного решения уравнений,
содержащих искомые и измеренные физические величины. ПО так же обеспечивает сбор, учет,
хранение и передачу информации о количестве извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа и
их параметров. Шкаф управления состоит из вычислителя (на базе промышленного ПК) и
сенсорной ЖК панели.
Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1
-
Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
–
Идентификационное наименование ПО
RMF
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 2.0
Цифровой идентификатор ПО
(контрольная сумма исполняемого кода)
Уровень защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях
утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Изменение конфигурации
вычислительного контроллера, программного обеспечения осуществляется только с помощью
флэш-карты (CF card) и с использованием файлов специализированного формата, доступ к
которым имеется только у обслуживающего персонала.
Пломбирование на предприятии-изготовителе осуществляется путем нанесения пломб
или наклеек в места, указанные стрелками (Рисунок 2).
Рисунок 2 - Схема пломбирования вычислительного контроллера
Метрологические и технические характеристики
от 2 до 1500
от 5 до 50000
Напряжение питания от сети переменного тока, В
Значение характеристики
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси
(сырой нефти), т/сут
Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к
стандартным условиям, м
3
/сут
+
22
Потребляемая мощность, Вт, не более
Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой
220
-
33
200
IP65
Лист № 3
Всего листов 5
Наименование характеристики
Степень взрывозащиты
Габаритные размеры (Д х Ш х В), мм, не более
Масса, кг
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
Средний срок службы, лет, не менее
Значение характеристики
1Ex d mb IIB T6 Gb
1880 х 690 х 1650
от 200 до 350
40000
20
±2,5
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики*
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы и массового расхода сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при
содержании воды (в объемных долях), %:
- от 0 до 70% ±6
- свыше 70 до 95% ±15
- свыше 95%не нормируется
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
объема и объемного расхода свободного нефтяного газа,±5
приведенного к стандартным условиям, %
*Погрешностинормированыдлянормальныхусловийиспытанийнаэталонах,
аттестованных в установленном порядке.
Таблица 4 - Условия эксплуатации
Наименование характеристики
Температура окружающего воздуха, ºС
Влажность окружающего воздуха, %
Атмосферное давление, кПа
Значение характеристики
от +5 до +50
от 30 до 80
от 84 до 106,7
(нефтегазоводяная смесь) с
Таблица 5 - Рабочая среда – продукция нефтяных скважин
параметрами
Наименование характеристики
Рабочее давление, МПа (кгс/см
2
), не более
Температура рабочей среды,
°
С
Плотность сырой нефти, кг/м
3
Обводненность сырой нефти, %, не более
Кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °C, сСт, не более
Газовый фактор в стандартных условиях, м
3
/т, не более
Значение характеристики
6,3 (63)
от +5 до +90
от 700 до 1200
99
150
150
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации типографическим
методом.
Комплектность средства измерений
Таблица 6 - Комплект поставки расходомеров многофазных РМФ
НаименованиеКол-воПримечание
Расходомер многофазный РМФ, включая: 1 шт.
Модификация по заказу
потребителя
Датчик давления 2 шт.
Датчик температуры 2 шт.
Лист № 4
Всего листов 5
НаименованиеКол-воПримечание
Байпасная линия 1 шт.
Шкаф управления1 шт.
Паспорт РМФ.00.000 ПС1 шт.
Руководство по эксплуатации РМФ.00.000 РЭ1 шт.
Методика поверки МП 0545-9-20171 шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 0545-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Расходомеры многофазные
РМФ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 24 марта 2017 г.
Основные средства поверки:
– Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода
газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч
(для жидкости), от 0,1 до 250 м
3
/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа
находится в пределах ± 0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ± 0,46 %;
– рабочие эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого
массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой
установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от ± 0,5
до ± 1,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к
стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с
относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от ± 1,0 % до ± 1,5 %;
– рабочие эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого
массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой
установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от ± 1,5
до ± 2,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к
стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с
относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от ± 3,0 до ± 5,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок в виде оттиска
поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к расходомерам
многофазным РМФ
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
массового расхода многофазных потоков
ТУ 3667-022-49652808-2015 Расходомеры многофазные РМФ. Технические условия
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Завод нефтегазового оборудования
«ТЕХНОВЕК» (ООО «Завод НГО «ТЕХНОВЕК»)
ИНН 1828009678
Адрес: 427430, Удмуртская Республика, г. Воткинск, 6 км Камской железной дороги,
площадка «Сива»
Телефон/факс: (34145) 6-03-00, (34145) 6-03-01, (34145) 6-03-02
E-mail:
Лист № 5 Trial
листов 5
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии».
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (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.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 47363-11 | Расходомеры-счетчики электромагнитные | АЛЬЯНС М | ООО "Альянс-Электро", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 23463-06 | Расходомеры-счетчики электромагнитные | Омега-Р | ООО НПП "Омега Инжениринг", г.Москва | 1 год - исп. A; 2 года - исп. B, C; 4 года - исп. D | Перейти |
| 14700-95 | Расходомеры переносные гетерогенных сред с накладными сенсорами | ПИР-5 | ОАО "Старорусприбор", г.Старая Русса | 2 года | Перейти |
| 79572-20 | Расходомеры | LT-US | Фирма "LACROIX Sofrel", Франция | 4 года | Перейти |
| 76833-19 | Расходомеры массовые | Promass 83F | Фирма "Endress+Hauser Flowtec AG", Швейцария | 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