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 ЦПС Новопортовского месторождения Нет данных, ГРСИ 68891-17
Номер госреестра:
68891-17
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского месторождения
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 656
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 67514
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского
месторождения
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского
месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы
нефти.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические
сигналы преобразователей массового расхода, преобразователей температуры, давления,
плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса,
который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого
назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных
линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла подключения
передвижной поверочной установки (УП ППУ), системы сбора, обработки информации и
управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно
на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на
систему и ее компоненты.
БИЛ состоит из четырех рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400 в комплекте
с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), тип зарегистрирован
в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером
(далее - регистрационный номер) 45115-16;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, регистрационный номер 56381-14;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, регистрационный номер 53211-13;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-15;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), регистрационный номер 14557-15;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, регистрационный
номер 52638-13;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер 57762-14.
В систему сбора, обработки информации и управления входят:
- комплекс измерительно-вычислительный «OCTOPUS-L» («ОКТОПУС-Л») (далее -
ИВК), регистрационный номер 43239-15;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы с прикладным
программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный номер
26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы брутто нефти и вычисления массы нетто нефти,
как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений
массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды,
определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений
объемной доли воды с применением ВП, за установленные интервалы времени по каждой
измерительной линии (ИЛ) и системе в целом;
Лист № 2
Всего листов 5
- автоматические измерения массового расхода по каждой ИЛ и системе в целом;
- автоматические измерения плотности, объемной доли воды в нефти, объемного
расхода нефти в БИК;
- автоматические измерения температуры в ИЛ БИЛ, БИК, выходном коллекторе БИЛ,
УП ППУ;
- автоматические измерения избыточного давления в ИЛ БИЛ, БИК, входном и
выходном коллекторах БИЛ, УП ППУ;
- автоматические измерения разности давления на фильтрах в ИЛ БИЛ, БИК;
- измерения давления и температуры с применением показывающих средств измерений
давления и температуры соответственно;
- автоматическая коррекция показаний СРМ по давлению;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением
контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного или ППУ на месте
эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- КМХ контрольно-резервного СРМ по ППУ в автоматизированном режиме на месте
эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- поверку СРМ по ППУ в автоматизированном режиме на месте эксплуатации без
нарушения процесса измерений;
- автоматизированное и ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматическийконтрольпараметровизмеряемогопотока,ихиндикациюи
сигнализацию нарушений установленных границ;
- фильтрацию нефти от механических примесей в БИЛ, БИК;
- автоматическое регулирование расхода нефти по каждой ИЛ, в БИК, в выходном
коллекторе УП ППУ;
- защиту алгоритма и программы ИВК и АРМ оператора системы от несанкционированного
доступа системой паролей;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их
заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ
оператора УУН».
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение
его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации и защиты от
несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и
АРМ оператора системы структуры идентификационных данных. Идентификационные данные
ПО системы указаны в таблицe 1.
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 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.
Лист № 3
Всего листов 5
оператора УУН»
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данныеЗначение
(признаки)
АРМ «Rate АРМ
ИВК
(основное и резервное)
(основной
и резервной)
Идентификационное наименование
ПОRateCalcFormula.o
Номер версии
(идентификационный номер ПО)2.3.1.16.10
Цифровой идентификатор ПО B6D270DB 24821CE6
Метрологические и технические характеристики
Значение
от 35 до 1248 (от 41 до 1500)
±0,25
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/ч (м
3
/ч)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти, %
±0,35
Измеряемая среда
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
нефть, соответствующая
требованиям
ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть.
Общие технические условия»
0,2
0,4
от +30 до +45
от 850,1 до 870,0
от 853,7 до 873,5
Суммарные потери давления в системе при максимальном
расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:
- в рабочем режиме
- в режиме поверки и КМХ
Температура измеряемой среды, °С
Плотность измеряемой среды, приведенная к стандартным
условиям, кг/м
3
:
- при 20 °С
- при 15 °С
Вязкость кинематическая измеряемой среды при
температуре 20 °С, мм
2
/с (сСт), не более
10
0,5
0,05
100
не допускается
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Содержание свободного газа
Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более:
- рабочее
- расчетное
Количество измерительных линий, шт.
5,7
6,3
5 (четыре рабочих, одна
контрольно-резервная)
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
220±22,
380±38
50±1
Лист № 4
Всего листов 5
от -46,5 до +32,8
Значение
непрерывный
Окончание таблицы 3
Наименование характеристики
Режим работы системы
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- температура воздуха в блочно-модульном здании, °С,
не ниже
- относительная влажность воздуха, %, не более
- атмосферное давление, кПа
Срок службы, лет, не менее
10
80
от 96 до 104
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измерений
1 шт.
МП 0618-14-2017
1 экз.
Обозначение
Количество
заводской № 656
-
1 экз.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и показателей качества
нефти ЦПС Новопортовского месторождения
Инструкция по эксплуатации
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества
и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского
месторождения. Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 0618-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского месторождения. Методика
поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20 июля 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ.
Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» или
ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и
объемного расхода (массы и объема) жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим
возможность поверки СРМ, входящих в состав системы во всем диапазоне измерений;
- 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 0721.01.00.000 ИС. МИ «Инструкция. ГСИ.
Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и
показателей качества нефти центрального пункта сбора нефти Новопортовского месторождения
(свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/82014-17).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти ЦПС Новопортовского месторождения
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости.
Лист № 5
Всего листов 5
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам
выполнения измерений.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз»)
ИНН 7736545870
Адрес: 142703, Россия, Московская обл., Ленинский р-н, г. Видное, ул. Донбасская, д. 2,
стр. 10, ком. 611
Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47 А
Тел.: (495) 221-10-50, факс: (495) 221-10-51
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии»
Адрес: 420088, Россия, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а»
Тел.: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32
Web-сайт:
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 |
| 66714-17 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 562 ПСП "Демьянское" ООО "РН-Уватнефтегаз" | Нет данных | ООО "ИПФ "Вектор", г.Тюмень | 1 год | Перейти |
| 81075-20 | Анализаторы СИМ-5У | Западно-Сибирский филиал Федерального унитарного предприятия "Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений" (Западно-Сибирский филиал ФГУП "ВНИИФТРИ"), г. Новосибирск | 1 год | Перейти | |
| 82063-21 | Система измерительно-управляющая АСУТП платформы Блок-Кондуктор месторождения им. В. Филановского | - | Акционерное общество "Хоневелл" (АО "Хоневелл"), г. Москва | 2 года | Перейти |
| 34203-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Кузнецкие ферросплавы" | Нет данных | ЗАО "Спецэнергоучет", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 83809-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ОБЛЭНЕРГОСБЫТ" в отношении ООО "Декёнинк Рус" | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), 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