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 на УПСВ-17 ЦПНГ-3 Нет данных, ГРСИ 71730-18
Номер госреестра:
71730-18
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-17 ЦПНГ-3
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Самаранефтегаз", г.Самара
Межповерочный интервал:
3 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 6
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 70464
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-17 ЦПНГ-3
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-17 ЦПНГ-3
(далее - СИКНС) предназначена для измерений массового расхода и массы сырой нефти и
определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Описание средства измерений
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и
обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов,
поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры и
влагосодержания.
СИКНСпредставляетсобойединичныйэкземпляризмерительнойсистемы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и
импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на
объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными
документами ее компонентов.
СИКНС состоит из:
-
блок измерительных линий (далее - БИЛ) DN 50, 1 рабочая и 1 контрольно-резервная
измерительные линии (далее - ИЛ);
-
блок измерений параметров качества нефти сырой (далее - БИК);
-
СОИ.
Каждая ИЛ СИКНС включает в свой состав счетчик-расходомер массовый
«ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный номер 42953-15), (далее - счетчик-расходомер массовый),
датчик давления Метран-55 (регистрационный номер 18375-08), термопреобразователь
сопротивления взрывобезопасный с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418
(регистрационный номер 17627-98).
БИК включает в свой состав влагомер сырой нефти ВОЕСН (регистрационный номер
32180-11), модификация ВОЕСН 50-40; датчик давления Метран-55 (регистрационный номер
18375-08); термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный с унифицированным
выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98); расходомер жидкости
турбинный типа PTF (регистрационный номер 11735-00), исполнение PTF-50.
СОИ включает в свой состав комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л»
(«OCTOPUS-L») (регистрационный номер 43239-15) (далее - ИВК).
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих
основных функций:
-
автоматическое измерение массы сырой нефти, проходящей через БИЛ, прямым
динамическимметодомврабочихдиапазонахрасхода,температуры,давленияи
влагосодержания нефти;
-
местное измерение давления и температуры сырой нефти;
-
автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти, используя результаты
измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, результаты измерений в
лаборатории массовой концентрации хлористых солей, а также вычисленное по результатам
измерений объемной доли воды значение массовой доли воды;
-
автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочего счетчика-
расходомера массового с помощью контрольного счетчика-расходомера массового;
-
автоматизированный контроль метрологических характеристик и поверка счетчиков-
расходомеров массовых с помощью передвижной поверочной установки;
Лист № 2
Всего листов 5
-
защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
-
автоматический и ручной отбор пробы в БИК;
-
регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
-
защиту системной информации от несанкционированного доступа;
-
индикация, регистрация, 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 и хранение отчетов об измеренных и вычисленных параметрах;
-
защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС реализовано на базе ИВК и
«Rate АРМ оператора УУН». ПО СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита
ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его
соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от
несанкционированного доступа. ПО СИКНС разделено на ПО нижнего и верхнего уровней.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и
установленных параметров системой разграничения уровней доступа паролями.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
CRC32
CRC32
Formula.o
6.10
24821СЕ6
Значение
Rate АРМ оператора УУН
2.3.1.1
F0737B4F
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
программного обеспечения
Метрологические и технические характеристики
Значение
сырая нефть
от 3,5 до 50,0
от 0,4 до 4,0
от +5 до +35
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Диапазоны входных параметров измеряемой среды:
-
массы сырой нефти за час, т
-
избыточного давления, МПа
-
температуры, °С
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы нетто сырой нефти при измерении
объемной доли воды в ней влагомером поточным, %, не
более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:
-
от 0,1 до 10,0 % включ.
-
св. 10 до 20 % включ.
-
св. 20 до 50 % включ.
-
св. 50 до 70 % включ.
-
св. 70 до 80 % включ.
-
св. 80 до 95 % включ.
±1,5
±1,7
±2,6
±4,4
±9,9
±39,4
Лист № 3
Всего листов 5
±0,4
±0,7
±1,1
±2,2
±4,0
±10,5
от 860,0 до 920,5
25
от 0,1 до 95
12500
0,05
10
2
не допускается
Значение
±3,0
±3,4
±32,9
±61,3
±0,015
±0,005
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды
в лаборатории, %, не более, в диапазоне объемной доли воды
в сырой нефти:
-
от 0,1 до 10,0 % включ.
-
св. 10 до 20 % включ.
-
св. 20 до 50 % включ.
-
св. 50 до 70 % включ.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды
влагомером сырой нефти лабораторным, %, не более,
в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:
-
от 0,1 до 10,0 % включ.
-
св. 10 до 20 % включ.
-
св. 20 до 50 % включ.
-
св. 50 до70 % включ.
-
св. 70 до 80 % включ.
-
св. 80 до 95 % включ.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности
преобразования входного аналогового сигнала силы
постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА
Пределы допускаемой основной относительной погрешности
подсчета количества импульсов, %
Физико-химические свойства измеряемой среды:
-
плотность обезвоженной дегазированной сырой
нефти, приведенная к +20 °С, кг/м
3
-
кинематическая вязкость, мм
2
/с, не более
-
объемная доля воды в сырой нефти, %
-
массовая концентрация хлористых солей в
обезвоженной дегазированной сырой нефти, мг/дм
3
, не более
-
массовая доля механических примесей в
обезвоженной дегазированной сырой нефти, %, не более
-
объемная доля растворенного газа при стандартных
условиях в единице объема сырой нефти при рабочих
условиях, м
3
/м
3
, не более
-
плотность растворенного газа в сырой нефти,
при стандартных условиях, кг/м
3
, не более
-
свободный газ
+33
380
-57
Значение
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Параметры электропитания:
а) напряжение, В:
-
силовое оборудование
-
технические средства СОИ
б) частота, Гц
+22
220
-33
50±1
Лист № 4
Всего листов 5
от -40 до +50
от +5 до +35
от 30 до 80,
без конденсации
от 84,0 до 106,7
Значение
400
6200
6000
2000
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
Потребляемая мощность, В·А, не более
Габаритные размеры площадки СИКНС, мм, не более:
-
длина
-
ширина
-
высота
Условия эксплуатации СИКНС:
а) температура окружающей среды, °С:
-
в месте установки ИЛ
-
в месте установки БИК, СОИ
б) относительная влажность, %
в) атмосферное давление, кПа
Средний срок службы, лет, не менее
10
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на СИКНС методом шелкографии и на
титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений
1 шт.
-
1 экз.
П4-04 И-047 ЮЛ-035
1 экз.
МП 1412/6-311229-2017
1 экз.
Обозначение
Количество
-
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
Наименование
Система измерений количества и параметров
нефти сырой на УПСВ-17 ЦПНГ-3, заводской № 6
Система измерений количества и параметров
нефти сырой на УПСВ-17 ЦПНГ-3. Паспорт
Инструкция АО «Самаранефтегаз». Эксплуатация
системы измерения количества и параметров нефти
сырой на установке предварительного сброса воды
№ 17 цеха подготовки нефти и газа № 3
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества
и параметров нефти сырой на
УПСВ-17 ЦПНГ-3. Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 1412/6-311229-2017 «ГСИ. Система измерений количества
и параметров нефти сырой на УПСВ-17 ЦПНГ-3. Методика поверки», утвержденному
ООО Центр Метрологии «СТП» 14 декабря 2017 г.
Основные средства поверки:
-
средства измерений в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав СИКНС;
-
калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон воспроизведения силы
постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения
±
(0,02 % показания + 1 мкА), диапазон воспроизведения последовательности импульсов
0…9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 12 В, погрешность ±(0,2 В + 5 % от
установленного значения).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Лист № 5
Всего листов 5
Сведения о методиках (методах) измерений
«Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти сырой.
Методика измерений массы нефти системой измерений количества и параметров нефти сырой
прямым методом динамических измерений на оперативном узле учета нефти УПСВ-17
Ново-Ключевского месторождения АО «Самаранефтегаз», свидетельство об аттестации методики
(метода) измерений № 16-05889-010-102-RA.RU.311959-2017.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой на УПСВ-17 ЦПНГ-3
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 года «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»
Изготовитель
Акционерное общество «Самаранефтегаз» (АО «Самаранефтегаз»)
ИНН 6315229162
Адрес: 443071, Самарская область, г. Самара, Проспект Волжский, 50
Телефон (факс): (846) 333-02-32, (846) 333-45-08
Web-сайт:
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП»
Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, офис 7
Телефон (факс): (843) 214-20-98, (843) 227-40-10
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО Центр Метрологии «СТП» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311229 от 30.07.2015 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 |
| 34232-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири". Измерительно-информационный комплекс НПС "Орловка" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 83988-21 | Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 6 АО "ЕВРАЗ ЗСМК" | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "ЕвразТехника" (ООО "ЕвразТехника"), г. Москва | 2 года | Перейти |
| 14887-95 | Аппаратура одночастотная спутниковая приемная | Система KART | Фирма "Sercel", Франция | 1 год | Перейти |
| 55936-13 | Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти ОАО "СЗМН" | Нет данных | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 4 года | Перейти |
| 54673-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Патрикеево" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Ульяновской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), 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