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 и газа ЦТП МЛСК им. В. Филановского ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" Нет данных, ГРСИ 70564-18
Номер госреестра:
70564-18
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В. Филановского ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 69238
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК
им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти и газа центральной
технологической платформы (далее - ЦТП) морского ледостойкого стационарного комплекса
(далее - МЛСК) им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» (далее - СИКНГ)
предназначена для автоматизированного измерения массы нефти, объема свободного нефтяного
газа (далее - газа) приведенного к стандартным условиям, температуры, давления, плотности
нефти и газа.
Описание средства измерений
Принцип действия СИКНГ основан на прямом методе динамических измерений массы
нефти и косвенном методе динамических измерений объема газа, приведенного к стандартным
условиям.
Измерения массы брутто нефти выполняют с использованием измерительных каналов
(далее - ИК) массового расхода нефти выполненных на базе счётчиков-расходомеров массовых.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.
Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей
в нефти.
Объем газа при стандартных условиях (температура +20 ºС и абсолютное давление
0,101325 МПа) вычисляют методом «ρ-пересчета» на основании значений объема газа в
рабочих условиях измеренных с помощью преобразователей расхода газа ультразвуковых,
плотности газа в рабочих условиях измеренных с помощью преобразователя плотности газа,
плотности газа в стандартных условиях рассчитанной по ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995).
СИКНГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной
для ЦТП (ИС-2 по ГОСТ Р 8.596-2002). Конструктивно СИКНГ состоит из:
-
двух технологических блоков измерительных линий нефти - БИЛ-Н1 и БИЛ-Н2;
-
технологического блока измерений показателей качества нефти - БИК-Н1;
-
технологического блока измерительных линий газа - БИЛ-Г;
-
технологического блока показателей качества газа - БИК-Г;
-
технологического блока поверочной установки - ПУ;
-
системы сбора и обработки информации - СОИ с автоматизированным рабочим местом
оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos»,
оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Технологические блоки соединены с СОИ кабельными линиями связи.
Общий вид и структурная схема системы представлены на рисунках 1 и 2.
Рисунок 1 - Общий вид СИКНГ
Лист № 2
Всего листов 13
Рисунок 2 - Структурная схема СИКНГ
Измерения параметров нефти и газа выполняют ИК. ИК состоят из измерительных
преобразователей установленных в технологических блоках и вторичной части ИК,
размещенной в СОИ, являющейся измерительно-вычислительным комплексом. Состав ИК
представлен в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 13
Таблица 1 - Перечень и состав ИК СИКНГ
Первичный измерительный
Наименование ИК (количество)
преобразователь
Измерительный контроллер
12
ИК массового расхода нефтиСчетчик-расходомер массовый
(6) Micro Motion CMFНС3
с преобразователем серии 2700,
диапазон измерений от 68,04
до 2549,99 т/ч, предел допускаемой
относительной погрешности ±0,2 %
(регистрационный № 45115-10)
Состав ИК
Промежуточный
измерительный
преобразователь, барьер
искрозащиты
3
-
ИК температуры нефтиТермопреобразователь
(9)сопротивления платиновый серии
65, Pt-100, класс допуска А,
диапазон измерений от минус 50
до плюс 450
0
С, пределы
допускаемых отконений ТС от НСХ
±(0,15+0,002·|t|)
(регистрационный № 22257-11)
4
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений
входного частотного сигнала от 0
до 10000 Гц, пределы допускаемой
абсолютной погрешности ±0,1 Гц.
Диапазон измерений входного
импульсногно сигнала от 0 до 10000
Гц, пределы допускаемой
абсолютной погрешности на 10000
импульсов ±1
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений силы
тока от 4 до 20 мА, пределы
допускаемой основной приведенной
погрешнсоти ±0,04 %
ИК дифференциальногоПреобразователь давления
давления нефти измерительный 3051 модификации
(8)3051 CD, диапазон измерений от 0
до 248 кПа, пределы допускаемой
основной погрешности ±0,075 % от
настроенного диапазона измерений
(регистрационный № 14061-10)
Преобразователь
измерительный 644, диапазон
измерений от 0 до 100
0
С,
погрешность цифрового
сигнала ±0,15
0
С, погрешность
ЦАП ±0,03 % (от интервала
измерений)
(регистрационный номер
14683-09)
-
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений силы
тока от 4 до 20 мА, пределы
допускаемой основной приведенной
погрешнсоти ±0,04 %
Лист № 4
Всего листов 13
Продолжение таблицы 1
1
ИК избыточного давления
нефти
(9)
3
-
4
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений силы
тока от 4 до 20 мА, пределы
допускаемой основной приведенной
погрешнсоти ±0,04 %
ИК плотности нефти
(2)
2
Преобразователь давления
измерительный 3051 модификации
3051 TG, диапазон измерений от 0
до 1,6 МПа (БИЛ-Н1, БИК-Н1), от 0
до 10,0 МПа (БИЛ-Н2), от 0
до 11,0 МПа (ПУ) пределы
допускаемой основной
погрешности ±0,075 % от
настроенного диапазона измерений
(регистрационный № 14061-10)
Преобразователь плотности
жидкости измерительный модели
7835, диапазон измерений от 300
до 1100 кг/м
3
, предел допускаемой
основной абсолютной погрешности
±0,15 кг/м
3
(регистрационный
№ 52638-13)
Преобразователь
измерительный (барьер
искрозащиты) серии μZ 600
модели μZ 680
(регистрационный № 47073-
11)
ИК объемного содержания воды
в нефти
(2)
Влагомер нефти поточный модели
L, предел допускаемой абсолютной
погрешности:
±0,05% (в диапазоне измерений
от 0 до 2,0 %),
±0,1% (в диапазоне измерений
от 2,0 до 4,0 %)
(регистрационный № 56767-14)
-
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений
входного частотного сигнала от 0
до 10000 Гц, пределы допускаемой
абсолютной погрешности ±0,1 Гц.
Диапазон измерений входного
импульсногно сигналаот0 до 10000 Гц,
пределы допускаемой абсолютной
погрешности на 10000 импульсов ±1
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений силы
тока от 4 до 20 мА, пределы
допускаемой основной приведенной
погрешнсоти ±0,04 %
Лист № 5
Всего листов 13
Продолжение таблицы 1
1
ИК объемного расхода нефти
(2)
2
Расходомер ультразвуковой
UFM 3030K, диапазон измерений
от 0,11 до 35,0 м
3
/ч, предел
допускаемой относительной
погрешности:
±4,5 % (имитационный метод
поверки),
±0,5 % (проливной метод поверки)
(регистрационный № 48218-11)
3
-
ИК объемного расхода газа
(2)
Преобразователь расхода газа
ультразвуковой SeniorSonic,
диапазон измерений от 16,5
до 1655 м
3
/ч, предел допускаемой
относительной погрешности
±0,5 % (имитационный метод
поверки),
±0,3 % (проливной метод поверки)
(регистрационный № 43212-09)
-
ИК плотности газа (1)
Преобразователь плотности газа
измерительный модели 7812,
диапазон измерений от 1
до 400 кг/м
3
, предел допускаемой
относительной погрешности
±0,15 % (регистрационный
№ 15781-01)
Преобразователь
измерительный (барьер
искрозащиты) серии μZ 600
модели μZ 680
(регистрационный
№ 47073-11)
4
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений
входного частотного сигнала от 0
до 10000 Гц, пределы допускаемой
абсолютной погрешности ±0,1 Гц.
Диапазон измерений входного
импульсногно сигналаот0 до 10000 Гц,
пределы допускаемой абсолютной
погрешности на 10000 импульсов ±1
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений
входного частотного сигнала от 0
до 10000 Гц, пределы допускаемой
абсолютной погрешности ±0,1 Гц.
Диапазон измерений входного
импульсногно сигналаот0 до 10000 Гц,
пределы допускаемой абсолютной
погрешности на 10000 импульсов ±1
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений
входного частотного сигнала от 0
до 10000 Гц, пределы допускаемой
абсолютной погрешности ±0,1 Гц.
Диапазон измерений входного
импульсногно сигналаот0 до 10000 Гц,
пределы допускаемой абсолютной
погрешности на 10000 импульсов ±1
Лист № 6
Всего листов 13
Продолжение таблицы 1
1
ИК плотности газа (1)
2
Преобразователь плотности газа
GDM, диапазон измерений от 1
до 400 кг/м
3
, предел допускаемой
относительной погрешности
±0,15 % (регистрационный
№ 62150-15)
3
Преобразователь
измерительный (барьер
искрозащиты) серии μZ 600
модели μZ 680
(регистрационный № 47073-11)
ИК температуры газа
(3)
Термопреобразователь
сопротивления платиновый серии
65, Pt-100, класс допуска А,
диапазон измерений от минус 50
до плюс 450
0
С, пределы
допускаемых отконений ТС от НСХ
±(0,15+0,002·|t|)
(регистрационный № 22257-11)
4
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений
входного частотного сигнала от 0
до 10000 Гц, пределы допускаемой
абсолютной погрешности ±0,1 Гц.
Диапазон измерений входного
импульсногносигналаот 0 до10000 Гц,
пределы допускаемой абсолютной
погрешности на 10000 импульсов ±1
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений
силы тока от 4 до 20 мА, пределы
допускаемой основной приведенной
погрешнсоти ±0,04 %
ИК абсолютного давления газа
(2)
Преобразователь давления
измерительный 3051 модификации
3051 TA, диапазон измерений от 0
до 20,0 МПа, пределы допускаемой
основной погрешности ±0,075 % от
настроенного диапазона измерений
(регистрационный № 14061-10)
Преобразователь
измерительный 644, диапазон
измерений от 0 до 100
0
С,
погрешность цифрового
сигнала ±0,15
0
С, погрешность
ЦАП ±0,03 % (от интервала
измерений)
(регистрационный номер
14683-09)
-
Контроллер измерительный FloBoss
S600+ (регистрационный номер
38623-11). Диапазон измерений
силы тока от 4 до 20 мА, пределы
допускаемой основной приведенной
погрешнсоти ±0,04 %
Лист № 7
Всего листов 13
Окончание таблицы 1
1234
ИК молярной доли компонентовХроматограф газовый-Контроллер измерительный FloBoss
газа промышленный модели 700 S600+ (регистрационный номер
(1) (регистрационный № 55188-13).38623-11). Цифровой канал.
Расширенные неопределенности
результатов измерений молярной
доли компонент газа в соответствии
с документом ЕРМ-01-2015
«Методика измерений молярной
доли компонентов природного и
попутного нефтяного газа
переменного состава с помощью
хроматографов газовых
промышленных моделей 500, 700
и 700ХА», утверждена
ООО «Эмерсон» в 2015 г.,
аттестована в ФГУП «ВНИИМ
им. Д.И.Менделеева»
(свидетельство № 669/242-
(01.00250)-2015 от 5 августа
2015 г.)
*
ИК температуры точки росыГигрометр точки росы Michaell-Контроллер измерительный FloBoss
газа (1) Instruments модификации Promet, S600+ (регистрационный номер
диапазон измерений от -6038623-11). Диапазон измерений
до +20ºС, предел допускаемой силы тока от 4 до 20 мА, пределы
абсолютной погрешности ±1,0 ºCдопускаемой основной приведенной
(регистрационный № 50304-12); погрешнсоти ±0,04 %
______________
*
Допускается использовать другую, аттестованную в установленном порядке методику измерений молярной доли компонентов газа с
помощью хроматографов газовых промышленных моделей 700, с расширенными неопределенностями результатов измерений молярной доли
компонент газа не хуже чем в приведенной методике
Лист № 8
Всего листов 13
В составе ИК допускается замена СИ на аналогичные СИ утвержденного типа
с метрологическими характеристиками не хуже, чем у представленных выше.
ПУ, предусмотренный для определения метрологических характеристик ИК массового
расхода нефти, выполнен на основе установки поверочной CP-M, диапазон измерений от 0,794
до 794,0 м
3
/ч, предел допускаемой относительной погрешности ±0,05 % (регистрационный
№ 27778-09).
БИК-Н1 обеспечивает оперативный контроль показателей качества нефти измеряемой
БИЛ-Н1 и отбор проб для лабораторного контроля. Отбор пробы нефти в БИК-Н1 для
обеспечения ее представительности осуществляется через пробозаборное устройство щелевого
типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ-Н1.
Отбор проб газа в БИК-Г осуществляется по ГОСТ 31370-2008.
Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНГ предусматривают контроль
пропусков и утечек нефти и газа.
СИКНГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м
3
) нефти, объемной доли
воды в нефти (%);
- вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений
содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- измерение объемного расхода газа в рабочем диапазоне (м
3
/ч);
- измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м
3
) газа;
- измерение компонентного состава газа;
- измерение температуры точки росы газа;
- вычисление плотности газа при стандартных условиях, теплоты сгорания, числа Воббе
газа по компонентному составу;
- вычисление объемного расхода газа при стандартных условиях (м
3
/ч);
- вычисление объема газа при стандартных условиях (м
3
);
- поверку и контроль метрологических характеристик ИК массового расхода нефти
с использованием ПУ;
- контроль метрологических характеристик рабочих ИК объемного расхода газа
и плотности газа, по соответствующим контрольно-резервным ИК;
- отбор проб нефти и газа;
- индикацию, регистрацию, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих,
средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- формирование, архивирование и печать отчетов о результатах измерений и по учету
нефти и газа, контроля метрологических характеристик;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа к программным
средствам и изменения настроек.
Пломбирование,нанесениеоттисковклеймилинаклеекнакомпонентыСИКНГ
осуществляется согласно рекомендациям МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНГ разделено на два структурных уровня -
верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных
FloBoss S600+ (далее - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится
конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного
технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные
вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
Лист № 9
Всего листов 13
К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий
функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на АРМ оператора функциональных
схем и технологических параметров СИКНГ, прием и обработка управляющих команд
оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного
комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах 2 и 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Контроллер
ПО
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНГ (Операционная система контроллеров
FloBoss S600+)
Идентификацион-
ные данныеЗначение
(признаки)
БИЛ- БИЛ-Н1БИЛ-Н1БИК-Н1,БИЛ-Н2БИЛ-Н2БИЛ-Н2 БИЛ-ГБИЛ-Г
Н1 ИЛ1ИЛ2ИЛ3БПУИЛ1ИЛ2ИЛ3ИЛ1 ИЛ2
Идентификацион-LinuxBinary.арр
ное наименование
Fil_2A1 Fil_2A2 Fil_2A3 Fil_2A4 Fil_3A1 Fil_3A2 Fil_3A3 Fil_3A4 Fil_3A5
Номер версии
(идентификацион- 06.1306.1306.1306.1306.1306.1306.1306.1306.13
ный номер) ПО
Цифровой
идентификатор9935
ПО
Алгоритм
вычисления
цифровогоCRC16
идентификатора
ПО
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО СИКНГ (Программный комплекс «Cropos»)
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОmetrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.37
Цифровой идентификатор ПО DCB7D88F
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО CRC32
Метрологические и технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики измерительных каналов СИКНГ
НаименованиеПредел допускаемойДиапазонМесто установки
погрешности измерений первичного
измерительного
преобразователя
1234
ИК массового расхода ±0,25 % от 150 до 600 т/ч БИЛ-Н1,
нефти измеряемой величины БИЛ-Н2
±0,25 %от 0 до 1,6 МПаБИЛ-Н1,
ИК избыточного давлениядиапазона измерений БИК-Н1
нефти от 0 до 10,0 МПа БИЛ-Н2
от 0 до 11,0 МПаПУ
Лист № 10
Всего листов 13
Продолжение таблицы 4
1234
ИК дифференциального±0,3 %от 0 до 248 кПаБИЛ-Н1, БИК-
давления нефти диапазона измерений Н1, БИЛ-Н2
ИК температуры нефти ±0,4 °С от 0 до 100 °СБИЛ-Н1, БИК-
Н1, БИЛ-Н2, ПУ
ИК плотности нефти±0,3 кг/м
3
от 300 до 1100БИК-Н1, ПУ
кг/м
3
ИК объемного содержания±0,06 %;от 0 до 2,0 %;БИК-Н1
воды в нефти±0,11 %от 2,0 до 4,0 %
ИК объемного расхода5,0 %от 1,0 до 13,0 м
3
/чБИК-Н1, ПУ
нефтиизмеряемой величины
ИК объемного расхода±0,55 %от 16,5 до 1655 м
3
/чБИЛ-Г
газаизмеряемой величины
*
ИК плотности газа±0,2 %от 1 до 400 кг/м
3
БИЛ-Г
измеряемой величины
ИК абсолютного давления±0,25 %от 0 до 20 МПаБИЛ-Г
газа диапазона измерений
ИК температуры газа±0,4 °Сот 0 до 100 °СБИЛ-Г, БИК-Г
ИК молярной доли Согласно ЕРМ-01-2015 «Методика измерений БИК-Г
компонентов газа молярной доли компонентов природного и
попутного нефтяного газа переменного
состава с помощью хроматографов газовых
промышленных моделей 500, 700 и 700ХА»,
утверждена ООО «Эмерсон» в 2015 г.,
аттестована в ФГУП «ВНИИМ
им. Д.И.Менделеева» (свидетельство
№ 669/242-(01.00250)-2015 от 5 августа
2015 г.)**
ИК температуры точки±1,1 ºC-60 до +20 ºСБИК-Г
росы газа
______________
*
При поверке преобразователей расхода газа ультразвуковых с помощью поверочной
установки пределы допускаемой погрешности ИК объемного расхода газа при рабочих
условиях составляют ±0,35 % измеряемой величины.
**
Допускается использовать другую, аттестованную в установленном порядке
методику измерений молярной доли компонентов газа с помощью хроматографов газовых
промышленных моделей 700, с расширенными неопределенностями результатов измерений
молярной доли компонент газа не хуже чем в приведенной методике
Измеряемая среда
Таблица 5 - Метрологические характеристики СИКНГ
Наименование характеристики
1
Значение характеристики
2
нефть по ГОСТ Р 51858-2002;
свободный нефтяной газ
Диапазоны входных параметров измеряемой нефти:
- массовый расход БИЛ-Н1, т/ч
- массовый расход БИЛ-Н2 т/ч
- избыточное давление БИЛ-Н1, БИК-Н1, МПа
- избыточное давление БИЛ-Н2, ПУ, МПа
- температура, °C
- плотность при рабочих условиях, кг/м
3
- массовая доля воды в нефти, %, не более
- массовая доля механических примесей, %, не более
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
от 150 до 1200
от 190 до 1200
от 0 до 1,6
от 0 до 10
от 20 до 90
от 760 до 900
1,0
0,05
800
Лист № 11
Всего листов 13
от 100 до 1655
2
±0,25
±0,35
от 12 500 до 465 000
от 10,6 до 17,6
от 30 до 70
от 60 до 300
от 0,65 до 1,2
±1,35
Продолжение таблицы 5
1
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти, %
Диапазоны входных параметров измеряемого газа:
- объемный расход при рабочих условиях (по одной ИЛ), м
3
/ч
- объемный расход, приведенный к стандартным условиям (по
одной ИЛ), м
3
/ч
- абсолютное давление, МПа
- температура, °C
- плотность при рабочих условиях, кг/м
3
- плотность при стандартных условиях, кг/м
3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
плотности газа, приведенной к стандартным условиям, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±1,5
Состав
Количество измерительных линий, шт.
Диаметр условного прохода измерительных линий, мм
Таблица 6 - Основные технические характеристики СИКНГ
БИЛ-Н1;
БИК-Н1;
БИЛ-Н2;
БИЛ-Г;
БИК-Г;
СОИ
БИЛ-Н1 - 3 шт. (2 рабочие и
резервная),
БИЛ-Н2 - 3 шт. (2 рабочие и
резервная),
БИЛ-Г - 2 шт. (рабочая и
контрольно-резервная)
БИЛ-Н1 - 250,
БИЛ-Н2 - 250,
БИЛ-Г - 150
непрерывный
6800x3650x2969
9440x6173x3759
5650x6400x3500
11520x2945x2980
3130x2210x4840
20000
44000
12500
17500
6100
Режим работы системы
Габаритные размеры, мм, не более:
БИЛ-Н1
БИЛ-Н2
БИК-Н1, ПУ
БИЛ-Г
БИК-Г
Масса, кг, не более
БИЛ-Н1
БИЛ-Н2
БИК-Н1, ПУ
БИЛ-Г
БИК-Г
Параметры электропитания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
400±40/230±23
50
±
0,4
Лист № 12
Всего листов 13
96,65
Продолжение таблицы 6
Потребляемая мощность, кВт, не более
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды
- атмосферное давление, кПа
- влажность, %, не более
Средний срок службы, лет
Средняя наработка на отказ, ч
от -30 до +36
от 84 до 106,7
95
35
80 000
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНГ типографским способом.
Комплектность средства измерений
ОбозначениеКол-во
- 1 шт.
-1 экз.
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Единичный экземпляр системы измерений количества
и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК
им. В.Филановского в составе согласно инструкции
по эксплуатации системы измерений количества
и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК
им В.Филановского
Инструкция по эксплуатации системы измерений
количества и показателей качества нефти и газа ЦТП
МЛСК им В.Филановского
Инструкция «ГСИ. Система измерений количества
и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК
им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-
Нижневолжскнефть». Методика поверки»
НА.ГНМЦ.0168-17 МП.1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0168-17 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского
ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть».Методикаповерки»,утверждённомуОПГНМЦ
АО «Нефтеавтоматика» 15.06.2017 г.
Основные средства поверки (регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде):
- установка поверочная CP-M, пределы допускаемой относительной погрешности
определениявместимостиизмерительного участканеболее
±
0,05 % (регистрационный №27778-09);
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ Р 8.618-2014, с пределами допускаемой
относительной погрешности воспроизведения единицы объемного расхода газа не более
±
0,23 %;
- рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002, с пределами допускаемой
абсолютной погрешности измерений плотности не более ±0,1 кг/м
3
;
- рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.614-2013 объемного влагосодержания нефти
и нефтепродуктов;
- мерник металлический эталонный I-го разряда «М», номинальный объем при 20 °С
120 дм
3
(регистрационный № 28515-09);
- калибратор давления DPI модификации DPI-620 (регистрационный № 16347-09);
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС-156В (регистрационный № 20262-02);
- азот газообразный по ГОСТ 9293-74;
- стандартный образец искусственной газовой смеси в азоте (N
2
-П-1) ГСО 10597-2015.
Лист № 13
Всего листов 13
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНГ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе МН 781-2017 «ГСИ. Объем свободного нефтяного газа. Масса нефти.
Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП
МЛСК им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», утверждена ОП ГНМЦ
АО «Нефтеавтоматика» 30.05.2017 г. (свидетельство об аттестации RA.RU.310652-057/03-2017
от 30.05.2017 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-
Нижневолжскнефть»
ГОСТ Р 8.595-2004ГСИ.Массанефтиинефтепродуктов.Общиетребования
к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения
ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерения количества и параметров свободного
нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объемного и массового расходов газа
Изготовитель
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
ИНН 0278005403
Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
Телефон (факс): (347) 279-88-99
Web-сайт:
E-mail:
Испытательный центр
Обособленное подразделение Головной научный испытательный центр Акционерное
общество «Нефтеавтоматика» в г.Казань (ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Телефон: (843) 295-30-47; Факс: (843) 295-30-96
E-mail:
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 09.10.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 61486-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Бурятия | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 50624-12 | Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом агрегата Ковш-Печь № 2 электросталеплавильного цеха ОАО "ЕВРАЗ ЗСМК" | Нет данных | ОАО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк | 1 год | Перейти |
| 77732-20 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1514 | ПАО "Газпром автоматизация", г.Москва | 1 год | Перейти | |
| 45042-10 | Счетчики газа мембранные | СГМ (G1,6; G2,5; G4) | ТОО "Пуско-наладочное управление "АЛАУГАЗ", Казахстан, г.Алматы | 6 лет | Перейти |
| 82388-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭСК "Горкунов" (ТК БАРНАУЛ-2) | - | Общество с ограниченной ответственностью "Энергосбытовая компания "Горкунов" (ООО "ЭСК "Горкунов"), г. Новосибирск | 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