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 № 2033 Нет данных, ГРСИ 75530-19
Номер госреестра:
75530-19
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 78
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 74412
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033 (далее по тексту –
система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров неф-
ти сырой при учетно-расчетных операциях между ООО «МНКТ» и НГДУ «Нурлатнефть»
ПАО «Татнефть».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные
электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие
входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу
сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным пу-
тем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой
концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли свободного и растворен-
ного попутного нефтяного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сы-
рой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного произ-
водства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в
соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений параметров
нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и сис-
темы сбора и обработки информации.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измеритель-
ных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объ-
ёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке измерений параметров нефти сы-
рой, в которые входят следующие средства измерений:
– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF200 (далее по тексту – СРМ), тип за-
регистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под
(далее по тексту – Госреестр) № 13425-
06, 45115-16;
– преобразователи измерительные к датчикам температуры 644, Госреестр № 14683-00;
– преобразователи измерительные 644, Госреестр № 14683-04;
– преобразователи измерительные Rosemount 644, Госреестр № 56381-14;
– датчики температуры Rosemount 644, Госреестр № 63889-16;
– термопреобразователи сопротивления платиновыми 65, Госреестр № 22257-01; 22257-05;
– термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, Госреестр № 53211-13;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-04; 14061-15;
– влагомер нефти поточный УДВН-1пм1, Госреестр № 14557-05, 14557-10; 14557-15;
– преобразователь первичный измерительный объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН,
Госреестр № 19850-04.
– расходомер UFM 3030, Госреестр № 32562-06.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
– контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-04;
– автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе программного комплекса
«Сфера».
Лист № 2
Всего листов 4
В состав системы входят показывающие средства измерений:
–манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63, 1844-15;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
ПО
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы разделено на два структурных уровня – верх-
ний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительно-вычислительных OM-
NI-6000 (далее по тексту – контроллеров). К метрологически значимой части ПО нижнего
уровня относится операционная система контроллеров, обеспечивающая общее управление ре-
сурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера,
произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на
верхний уровень.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ оператора на базе программного комплекса
«Сфера», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях
оператора функциональных схем и технологических параметров системы, прием и обработку
управляющих команд оператора, формирование отчетных документов.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Значение
Контроллер из-Контроллер из-АРМ оператора
Идентификационные данные (при-мерительно- мерительно- на базе про-
знаки) вычислительный вычислительный граммного
OMNI 6000 (ос- OMNI 6000 (ре- комплекса
новной)зервный)«Сфера»
Идентификационное наименование
- - Metrolog.dll
номер) ПО, не иже
Номер версии
н
(идентификационный
27.74.3027.74.303.0
Цифровой идентификатор ПО DCF6 DCF6 07E8BEE3
Наименование характеристики
±0,35
±0,35
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Метрологические характеристики
Значение
от 5 до 25
± 0,25
Диапазон измерений расхода, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
нетто сырой нефти, %
при определении массовой доли воды по результатам измерений по-
точного влагомера при содержании объемной доли воды в сырой
нефти не более 5 %:
при определении массовой доли воды по результатам измерений
объемной доли в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти до 2 %:
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 2 до
5 %:
±0,58
Лист № 3
Всего листов 4
Значение
1,3
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Диапазон температуры измеряемой среды, °С
Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа
Диапазон кинематической вязкости нефти, мм
2
/с (сСт)
Диапазон плотности сырой нефти, кг/м
3
Плотность пластовой воды, кг/м
3
Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Содержание растворенного газа, м
3
/м
3
, не более
Содержание свободного газа, %, не более
нефть сырая
от +10 до +50
от 0,3 до 2,5
от 50 до 200
от 900 до 950
1160
5
0,5
2900
1,0
0,2
Плотность попутного нефтяного газа при стандартных усло-
виях (давление 101325 Па, температура +20 °С), кг/м
3
3000
Потребляемая мощность, В∙А, не более
Параметры электрического питания:
– напряжение переменного тока, В
380±38 (трехфазное);
220±22 (однофазное)
50±1
– частота переменного тока, Гц
Условия эксплуатации
– температура окружающего воздуха, ºС
– относительная влажность, %
– атмосферное давление, кПа
Средний срок службы, год, не менее
от -55 до +50
до 100
100±5
15
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы ти-
пографским способом.
Наименование
Обозначение
Количество
заводской № 78
1
-
1
Комплектность средства измерений
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сы-
рой № 2033
Инструкция по эксплуатации системы измерений коли-
чества и параметров нефти сырой №2033
Методика поверки
МП 0898-9-2018
1
Поверка
осуществляется по документу МП 0898-9-2018 «Инструкция. Государственная система
обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой
№ 2033. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 14.12.2018 г.
Основные средства поверки:
– эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходоме-
ру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1% в соответствии с
приказом Росстандарта от 07.02.2018г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной
Лист № 4
Всего листов 4
схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и
вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;
– средства поверки в соответствии с методикой поверки системы
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного
клейма или наклейки.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений
количества и параметров нефти сырой № 2033» (свидетельство об аттестации методики изме-
рений № 01.00257-2013/19509-18 от 10.12.2018).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой № 2033
Приказ Росстандарта от 07.02.2018г. № 256 Об утверждении Государственной повероч-
ной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вме-
стимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ИТОМ» (ЗАО «ИТОМ»)
ИНН 1831050010
Адрес: 426057, Республика Удмуртия, г. Ижевск, ул. Красноармейская, 182
Телефон (факс): (3412) 48-33-78
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «МНКТ» (ООО «МНКТ»)
ИНН 1657086133
Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Муштари д. 2А. пом. 100Н, офис 41
Телефон: (843)200-99-98
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088 г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (843) 272-00-32
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 метрологииА.В. Кулешов
М.п.«____» __________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 72014-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" вторая очередь | Нет данных | ЗАО "Независимая Электросетевая Компания", г.Саратов | 4 года | Перейти |
| 78215-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема "Урал" ПАО "Фортум" | ПАО "Фортум", г.Москва | 4 года | Перейти | |
| 78996-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Эльгауголь | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти | |
| 52472-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Рязанской области (ГТП Поляны, Дягилевская, Ока, Комбикорм) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48194-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "Дружба" | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", 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