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 в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения Нет данных, ГРСИ 73429-18
Номер госреестра:
73429-18
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Корпорация Уралтехнострой", г.Уфа
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1242.1.00.00.000
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «02» декабря 2020 г. № 1968
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
в составе
(МБСНУ)
Системаизмеренийколичестваипараметровнефтисырой
малогабаритнойблочнойсепарационно-наливнойустановки
Ялтаусского месторождения
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) в составе
малогабаритнойблочнойсепарационно-наливнойустановкой(МБСНУ)Ялтаусского
месторождения предназначена для автоматизированного измерения массы сырой нефти и
массы нетто сырой нефти.
Описание средства измерений
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с
помощью счётчика-расходомера массового и системы сбора и обработки информации.
Массу нетто сырой нефти определяют, как разность массы сырой нефти и массы
балласта. Массу балласта определяют, как сумму массы воды, растворенного газа, хлористых
солей и механических примесей в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из двух идентичных измерительных линий (одна
рабочая, одна резервная, далее - ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:
- Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 45115-16);
- Датчик давления Метран-150 модели TG2 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 32854-13);
-ПреобразовательизмерительныйRosemount644(регистрационныйномерв
Федеральном информационном фонде 56381-14);
- Термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 53211-13);
- Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 51343-12);
- Пробоотборник Отбор-А-Р-слив (полнопоточное исполнение).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав
СОИ входят: вторичный преобразователь счетчика-расходомера массового Micro Motion
CMF300, контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер в федеральном
информационном фонде 64224-16), одно автоматизированное рабочее место оператора на базе
персонального компьютера, оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на
средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое вычисление массы сырой нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в
сырой нефти (%);
- вычисление массы нетто сырой нефти (т) с использованием результатов измерений
содержания воды, растворенного газа, хлористых солей и механических примесей в сырой
нефти;
2
- автоматический и ручной отбор проб сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов,
протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня –
верхний и нижний. К нижнему уровню относится контроллер измерительный FloBoss S600+.
Контроллер выполняет функции определения массы сырой нефти, передачи информации на
верхний уровень. 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.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ Оператора МБСНУ Ялтаусского
месторождения, выполняющие функции расчета массы нетто сырой нефти, отображения
объектов и механизмов технологического блока на графическом экране, визуальной индикации
процессов, сбора и обработки информации.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах 1и 2.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО контроллера измерительного FloBoss S600+
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОLinuxBinary.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО 06.25
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) 1990
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО CRC16
ПО АРМ Оператора МБСНУ Ялтаусского
Значение
2H.xlsmAct_part.xlsmkmh.xlsm
---
AD/ecA7e3 PQYfIBcLXF +AA3KVKTo
p6EC3xJiR Eo2C/xBa3HD M553lH+nI2n
VjoAA3w
Таблица 2 – Идентификационные данные
месторождения
Идентификационные данные
(признаки)
Идентификационное
наименование ПО24H.xlsm
Номер версии
(идентификационный номер) ПО -
Цифровойидентификатор ПОjZbibBsV
(контрольная сумма wNCxjfNi
исполняемого кода) IukpJg
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО MD5
MD5MD5MD5
Идентификационное наименование ПО
ЦифровойидентификаторПО
(контрольная сумма исполняемого кода)
Продолжение таблицы 2
Идентификационные данные (признаки)
Part.xlsm
Значение
passport_part.xls
m
Smena.xlsm
Номерверсии(идентификационный
номер) ПО
-
-
BMWjJik4o3b
X1ePkYS96Ag
510rcZnOCjKg
Ud8lFQC9jw
-
w6WZILpOT0
/Cxm+G399d9
w
Алгоритмвычисленияцифрового
идентификатора ПО
MD5
MD5
MD5
3
Значение
report.bmo
Passport.PDLKMH.PDL
Reports.PDL
-
-
ynu67qIaAj1i
DLkBcQlVC
A
--
FbyWtZjQ5tr
kdGegG0QK UEBtg6GmsUj
YA fY94McAJ4eA
qF2dTemPiqpKF
gkmZnUn1A
Окончание таблицы 2
Идентификационные
данные (признаки)
Идентификационное
наименование ПО
Номерверсии
(идентификационный
номер) ПО
Цифровойидентификатор
ПО(контрольнаясумма
исполняемого кода)
Алгоритм вычисления
цифрового идентификатора
ПО
MD5
MD5MD5
MD5
Метрологические и технические характеристики
±2,5
±4,0
±7,5
±14,0
±30,5
±47,0
Значение
±0,25
Таблица 3 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы нетто сырой нефти, %:
- в диапазоне измерений массовой доли воды (при
измерении содержания воды в лаборатории):
от 0,2 до 10 % включ.
св. 10 до 20 % включ.
св. 20 до 50 % включ.
св. 50 до 70 % включ.
св. 70 до 85 % включ.
св. 85 до 90 % включ.
- в диапазоне измерений объемной доли воды (при
измерении содержания воды влагомером):
от 0,2 до 5 % включ.
св. 5 до 30 % включ.
св. 30 до 90 % включ.
±2,5
±3,0
±14,0
Таблица 4 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Рабочая среда
Рабочий диапазон измерений расхода, т/ч
Рабочий диапазон температуры,
С
Рабочий диапазон давления в СИКНС, МПа (изб)
Диапазон плотности сырой нефти при +15
С, кг/м
3
Диапазон плотности пластовой воды при +15
С, кг/м
3
Диапазон плотности растворенного газа при +20
С, кг/м
3
Объемная доля воды, %
Объемная доля растворенного газа, м
3
/м
3
, не более
Массовая концентрация хлористых солей, г/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля серы, %, не более
Значение
нефть сырая
от 13,6 до 78,54
от +10 до +20
от 0,05 до 0,40
от 895,0 до 935,0
от 1000,0 до 1164,3
от 1,0 до 2,0
от 0,2 до 90,0
1,5
240,4
0,1
3,43
4
150
Значение
14,54
5,87
8,2
220
50
125
5470
5275
11948
2700
Продолжение таблицы 4
Наименование характеристики
Массовая доля смол селикагелевых, %, не более
Массовая доля асфальтенов, %, не более
Массовая доля парафинов, %, не более
Коэффициент динамической вязкости в рабочих
условиях, мПа∙с, не более
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
Потребляемая мощность, кВт, не более
Габаритные размеры средства измерений, мм, не более:
- высота
- ширина
- длина
Масса, кг, не более
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды,
С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
Средний срок службы, лет
Средняя наработка на отказ, ч
Режим работы СИКНС
от -47 до +42
84
от 96 до 104
15
11500
периодический
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность средства измерений
-
1 шт.
НА.ГНМЦ.0223-18 МП
1 экз.
Обозначение
Количество
1242.1.00.00.000 РЭ
1 экз.
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров
нефти сырой в составе малогабаритной блочной
сепарационно-наливной установки (МБСНУ)
Ялтаусского месторождения, зав.№
1242.1.00.00.000
Руководство по эксплуатации
«ГСИ. Система измерений количества и
параметров нефти сырой в составе малогабаритной
блочной сепарационно-наливной установки
(МБСНУ) Ялтаусского месторождения. Методика
поверки» с изменением №1
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0223-18 МП «ГСИ. Система измерений количества и
параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки
(МБСНУ) Ялтаусского месторождения. Методика поверки» с изменением №1, утвержденному
ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 20 августа 2020 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная счетчиков жидкости «УПСЖ-400/1500» (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 31154-06). Предел относительной погрешности
измерений объема 0,05 %;
5
-термометрысопротивленияплатиновыевибропрочныеэталонныеПТСВ
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32777-06). Предел
допускаемой доверительной абсолютной погрешности ± 0,04
С;
- термостаты переливные прецизионные ТПП-1.0 и ТПП-1.3 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 33744-07), нестабильность поддержания температуры ±
0,01
С;
- калибратор давления пневматический Метран-505 Воздух (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 42701-09), предел допускаемой погрешности класса
точности 0,015 составляет ± 0,015 %;
- манометры грузопоршневые МП-60М, класс точности 0,01 (регистрационный номер в
Федеральноминформационномфонде47334-11),пределдопустимойотносительной
погрешности ± 0,01 %;
- средства измерений в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав СИКНС.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающие определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методиках (методах) измерений
МН 775-2018 «Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой
в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского
месторождения», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика», ФР.1.28.2019.33481.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной
установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения
Приказ Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 179 «Об утверждении перечня
измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства
измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных
метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью«КорпорацияУралтехнострой»
(ООО «Корпорация Уралтехнострой»)
ИНН 0275022471
Адрес: 450065, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Свободы, д. 61
Тел.: (347) 279-20-61, 279-20-63
E-mail:
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Тел.: (843) 567-20-10
E-mail:
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 52279-12 | Система измерительно-управляющая коксовой батареи № 6 коксового цеха "ЕВРАЗ Кокс-Сибирь"-филиала ОАО "ЕВРАЗ ЗСМК" | Нет данных | ОАО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк | 1 год | Перейти |
| 42187-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/10 кВ "Уландочка" - АИИС КУЭ ПС 220/10 кВ "Уландочка" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 36296-07 | Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Пивоваренная компания "Балтика" - "Балтика-Челябинск" | Нет данных | ООО "ПО "УралЭнергоПроект", г.Челябинск | 4 года | Перейти |
| 66842-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Ульяновская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34489-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Верхневолжские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Филино-1" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", 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