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 показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения Нет данных, ГРСИ 68668-17
Номер госреестра:
68668-17
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 652
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 67278
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского
месторождения
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского
месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества
нефти при учетных операциях АО «Сузун».
Описание средства измерений
Принципдействиясистемыоснованнаиспользованиикосвенногометода
динамических измерений массы нефти с применением преобразователей объемного расхода,
плотности, температуры и давления. Выходные сигналы преобразователей поступают
на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их
и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Системапредставляетсобойединичныйэкземпляризмерительнойсистемы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного
и импортного изготовления и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений
показателей качества нефти, входного и выходного коллекторов, блока поверочной установки,
системы дренажа и системы обработки информации.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в
соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами ее
компонентов.
Система состоит из измерительных каналов объема, плотности, вязкости, температуры,
давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в блоке измерений
показателей качества нефти.
В состав системы входят средства измерений утвержденных типов, которые указаны
в таблице 1.
Наименование средства измерений
Таблица 1 - Состав системы
Регистрационный номер в
Федеральном информационном
фонде
56812-14
53211-13
56381-14
14061-10
52638-13
14557-10
48092-11
Преобразователи расхода жидкости HTM модели HTM06
(далее - ТПР)
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065
Преобразователи измерительные Rosemount 644
Преобразователи давления измерительные 3051
Преобразователиплотностижидкостиизмерительные
модели 7835
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВН)
Ротаметр Н 250
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07
(далее - ИВК)
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4
53852-13
26803-11
303-91
Лист № 2
Всего листов 5
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
–автоматическое измерение объемного расхода и вычисление массы брутто нефти
за установленные интервалы времени;
– вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовой
концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей в испытательной
лаборатории, массовой доли воды, определенной в испытательной лаборатории или
по результатам измерений объемной доли воды ВН;
– автоматическое измерение разности давления нефти на фильтрах, избыточного
давления, температуры и плотности нефти, объемной доли воды в нефти, объемного расхода
нефти через блок измерений показателей качества нефти;
– измерение температуры и давления нефти с применением показывающих средств
измерений;
– проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР
с применением установки поверочной СР;
– проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому
в качестве контрольного;
– автоматическийиручнойотборпробсогласноГОСТ2517-2012«Нефть
и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
– автоматизированное и/или ручное управление регулирующей и запорной арматурой;
–автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию
нарушений установленных границ;
– местный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты
измерений, поверки, КМХ;
– сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;
– отображение, регистрацию и архивирования результатов измерений, формирование
отчетов, протоколов, актов;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может
повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты
в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения
средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества
и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО
системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированного рабочего места оператора.
Идентификационные данные указаны в таблице 2.
ПО ИВК
EMC07.exe
РХ.7000.01.01
7А70F3CC
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
ИдентификационныеЗначение
данные
наименование ПО
(признаки)
ПО «Форвард»
Идентификационное
ArmA.dll ArmMX.dllArmF.dll
ПО
Номер версии
(идентификационный4.0.0.14.0.0.14.0.0.1
номер) ПО
Цифровой идентификатор
8B71AF7130747EDBF8F39210
Лист № 3
Всего листов 5
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и
установленных параметров, путем ввода 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)
записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие
результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
Уровень защиты ПО высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания
средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры
измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4.
Значение
от 220 до 860
±0,25
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений расхода нефти через систему, м
3
/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы нетто нефти, %
±0,35
Количество измерительных линий, шт.
Измеряемая среда
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
3 (2 рабочие,
1 контрольно-резервная)
непрерывный
Режим работы системы
Параметры измеряемой среды:
нефть, соответствующая требованиям
ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие
технические условия»
4,0
1,3
3,4
от 25 до 55
Давление нефти, МПа
- расчетное
- минимальное рабочее
- максимальное рабочее
Диапазон температуры нефти, °С
Диапазон плотности нефти в рабочем диапазоне
температур °С, кг/м
3
от 797 до 830
от 3 до 7,3
0,5
0,05
100
66,7 (500)
не допускается
Диапазон кинематической вязкости нефти в рабочем
диапазоне температуры, сСт
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
,
не более
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.),
не более
Содержание свободного газа
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
220±22;380±38
50±1
Лист № 4
Всего листов 5
Значение
Окончание таблицы 4
Наименование характеристики
Условия эксплуатации:
- температура наружного воздуха, °С
- температура воздуха в блоке технологическом, °С,
не ниже
от -56 до +33,3
от +8 до +34
(+18 во время присутствия
обслуживающего персонала)
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность средства измерений
приведена в таблице 5.
зав. № 652
1 шт.
МП 0573-14-2017
1 экз.
Обозначение
Количество
-
1 экз.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и показателей качества
нефти на УПН Сузунского месторождения
Руководство по эксплуатации
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и
показателейкачестванефтинаУПНСузунского
месторождения. Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 0573-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения. Методика
поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23.06.2017 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная СР, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда
в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств
измерений объема и массы жидкости», с верхним пределом диапазона измерений объемного
расхода 794 м
3
/ч и пределами допускаемой относительной погрешности
±
0,05 %, тип
зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
под № 27778-15;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств
измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе 0738.01.00.000 ИС.МИ «ГСИ. Масса нефти.
Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества
нефти на УПН Сузунского месторождения», свидетельство об аттестации методики (метода)
измерений № 01.00257-2013/70014-17 от 13.06.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования
к методикам выполнения измерений
Лист № 5
Всего листов 5
для средств измерений
измерительных систем.
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема
объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз»)
ИНН 7736545870
Адрес: г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А
Юридический адрес: 142703, Россия, Московская обл., Ленинский р-н, г. Видное,
ул. Донбасская, д. 2, стр. 10, ком. 611
Тел.: (495) 221-10-50, факс: (495) 221-10-51
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, Россия, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»
Тел.: (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 |
| 28563-05 | Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС) ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" | Нет данных | ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка", г.Волгоград | 4 года | Перейти |
| 83359-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО "СК Алтайкрайэнерго" по сечению с ПАО "ФСК ЕЭС" | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "Сетевая компания Алтайкрайэнерго" (АО "СК Алтайкрайэнерго"), Алтайский край, г. Барнаул | 4 года | Перейти |
| 48715-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Тамбовской области №2 (ГТП в/ч 42765 (Новолядинская) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 33481-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Крупская" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 30627-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Хабаровская" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 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