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 "Парфеновская" ЦПНГ-5 Нет данных, ГРСИ 71733-18
Номер госреестра:
71733-18
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Парфеновская" ЦПНГ-5
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Самаранефтегаз", г.Самара
Межповерочный интервал:
3 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 12
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 70467
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская»
ЦПНГ-5
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская»
ЦПНГ-5 (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 150, 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 нефти сырой ВСН-2 (регистрационный номер
24604-12), модификация ВСН-2-50-100; датчик давления Метран-55 (регистрационный номер
18375-08); термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный с унифицированным
выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98); расходомер-счетчик
жидкости турбинный типа PTF (регистрационный номер 11735-00), исполнение PTF-50.
СОИ включает в свой состав комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л»
(«OCTOPUS-L») (регистрационный trial 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;
Лист № 2
Всего листов 5
-
автоматизированный контроль метрологических характеристик и поверка счетчиков-
расходомеров массовых с помощью передвижной поверочной установки;
-
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 35 до 500
4,0
от +5 до +40
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Диапазоны входных параметров измеряемой среды:
-
массы сырой нефти за час, т
-
избыточного давления, МПа, не более
-
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 до 10 % включ.
-
св. 10 до 20 % включ.
-
св. 20 до 50 % включ.
-
св. 50 до 70 % включ.
-
св. 70 до 80 % включ.
-
св. 80 до 90 % включ.
±1,4
±1,5
±3,0
±5,0
±11,3
±22,6
Лист № 3
Всего листов 5
от 810 до 890
от 3.3 до 12,0
90
от 150 до 901
от 0,001 до 0,05
от 12,70 до 13,43
от 1,103 до 1,207
не допускается
Значение
±3,1
±3,6
±37,7
±70,4
±0,5
±0,8
±1,2
±2,5
±4,5
±6,0
±0,015
±0,005
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды
в лаборатории, %, не более, в диапазоне объемной доли воды
в сырой нефти:
-
от 0,03 до 10,00 % 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 90 % 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
-
объемная доля воды в сырой нефти, %, не более
-
массовая концентрация хлористых солей в
обезвоженной дегазированной сырой нефти, мг/дм
3
-
массовая доля механических примесей в
обезвоженной дегазированной сырой нефти, %
-
объемная доля растворенного газа при стандартных
условиях в единице объема сырой нефти при рабочих
условиях, м
3
/м
3
-
плотность растворенного газа в сырой нефти, при
стандартных условиях, кг/м
3
-
свободный газ
+33
380
-57
Значение
+22
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Параметры электропитания:
а) напряжение, В:
-
силовое оборудование
-
технические средства СОИ
б) частота, Гц
Потребляемая мощность, В·А, не более
220
-33
50±1
400
Лист № 4
Всего листов 5
от -35 до +45
от +15 до +35
от 30 до 80,
без конденсации
от 84,0 до 106,7
Значение
9000
3000
2400
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
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.
1 экз.
1 экз.
Количество
-
-
П4-04 И-048 ЮЛ-035
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
НаименованиеОбозначение
Система измерений количества и параметров нефти
сыройнаУПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5, заводской №12
Система измерений количества и параметров нефти
сырой на УПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5. Паспорт
Инструкция АО «Самаранефтегаз». Эксплуатация
системы измерения количества и параметров нефти
сырой на установке предварительного сброса воды
«Парфеновская» цеха подготовки нефти и газа № 5
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и
параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская»МП 1312/1-311229-2017
ЦПНГ-5. Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 1312/1-311229-2017 «ГСИ. Система измерений количества и
параметровнефтисыройнаУПСВ«Парфеновская» ЦПНГ-5.Методика поверки»,
утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 13 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
прямымметодомдинамическихизмеренийнаоперативномузлеучетанефти
УПСВ Парфёновская АО «Самаранефтегаз», свидетельство об аттестации методики (метода)
измерений № 16-05889-010-90-RA.RU.311959-2017.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5
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 |
| 52017-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Колорит" | Нет данных | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 30800-05 | Влагомер эталонный лабораторный товарной нефти | ЭУДВН-1л | ФГУП "ВНИИР", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 65719-16 | Система учета электроэнергии АО "Янтарьэнерго" | Нет данных | ЗАО "Централизованный региональный технический сервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 41921-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Центр региональных программ" | Нет данных | ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж | 4 года | Перейти |
| 65473-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Волхов-Северная | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), 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