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 установке предварительного сброса воды № 12 Нижневартовского нефтяного месторождения АО "Томскнефть" ВНК , ГРСИ 77735-20
Номер госреестра:
77735-20
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 12 Нижневартовского нефтяного месторождения АО "Томскнефть" ВНК
Обозначение типа:
Производитель:
АО "Томскнефть" Восточной нефтяной компании, г.Стрежевой
Межповерочный интервал:
1 год
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 № 76730
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
установке
нефтяного
Система измерений количества и параметров нефти сырой на
предварительногосбросаводы№ 12Нижневартовского
месторождения АО «Томскнефть» ВНК
Назначение средства измерений
Системаизмеренийколичестваипараметровнефтисыройнаустановке
предварительного сброса воды № 12 Нижневартовского нефтяного месторождения АО
«Томскнефть» ВНК (далее
-
СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти и
массы нетто сырой нефти (нефти).
Описание средства измерений
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы нефти прямым методом
динамических измерений.
Масса нефти измеряется по результатам прямых измерений массы нефти расходомером
массовым.
Масса нетто нефти вычисляется как разность массы нефти и массы балласта,
определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как сумма массы воды,
хлористых солей и механических примесей в нефти.
Средства измерений в составе СИКНС выполняют измерения расхода, давления,
температуры, плотности и объемной доли воды в нефти и их преобразование в
унифицированныеэлектрическиесигналы.Комплексизмерительно-вычислительный
МикроТЭК-09-04-МК (ИВК) выполняет измерение выходных сигналов средств измерений, их
преобразование в значения параметров и показателей качества нефти, вычисление массы нефти,
массы нетто нефти и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное
рабочее место (АРМ) оператора.
В состав СИКНС входит блок измерительных линий (БИЛ), блок измерений показателей
качества нефти (БИК) и система обработки информации (СОИ).
Блокизмерительныхtrialпредставляетсобойсистемутехнологических
трубопроводов, включающую три измерительные линии (ИЛ) (две рабочие и одна
контрольная), оснащенные средствами измерений массового расхода, давления и температуры
нефти, фильтрами, запорной и регулирующей арматурой.
Блокизмеренийпоказателейкачестванефтипредставляетсобойсистему
технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную
средствами измерений объемной доли воды, температуры и давления нефти, циркуляционными
насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.
Система обработки информации включает в себя ИВК и АРМ оператора на базе
персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО).
В состав СИКНС входят следующие основные средства измерений:
–расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS х400, регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53804-13 (далее –
регистрационный №);
–преобразователидавленияизмерительныеАИР-20/М2,регистрационный
№ 63044-16;
–термопреобразователи универсальные ТПУ 0304, регистрационный № 50519-17;
–влагомер поточный ВСН-АТ, регистрационный № 62863-15;
–комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК, регистрационный № 44582-16.
Лист № 2
Всего листов 5
СИКНС обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) вычисление массы нетто нефти при вводе в ИВК параметров нефти, по результатам
лабораторных исследований пробы нефти;
3) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих расходомеров
по контрольному расходомеру;
4) формирование и печать текущих и архивных данных, журналов, трендов;
5) запись и хранение архивов;
6) обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКНС от несанкционированного доступа осуществляется
в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
ПО СИКНС включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКНС и ПО,
установленное на АРМ оператора. Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку
результатов измерений, запись и хранение архивов, выполнение КМХ рабочего расходомера по
контрольному расходомеру и передачу результатов измерений на АРМ оператора. ПО АРМ
оператора предназначено для отображения измерительной информации. ПО АРМ оператора не
является метрологически значимым.
ПО ИВК имеет модульную структуру и включает в себя подсистемы метрологически
значимой и незначимой части ПО. Идентификационные данные подсистем метрологически
значимой части ПО ИВК приведены в таблице 1. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Значение
«МикроТЭК-МК»
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
Таблица 1 – Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК
Идентификационные
данные (признаки)
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификационный2.3868
номер) ПО
Цифровой идентификаторномер версиизначение цифрового идентификатора
ПО подсистемы ПО подсистемы ПО
6E1212FB054D3645ABC1B2A8B1E54D7A
(mathRawOil.mdll)
12387F99835A1B74C69986719D3A58F5
(mathCommercialOil.mdll)
04793482857F9248A099E084846CB277
(mathWater.mdll)
2C317A5117704DAA0645548916CDE671
(mathSHFLU.mdll)
AF2A989D899E426D2C62BF911597A191
(mathOilGas.mdll)
3093318E3A287EFA8F3D3A36B6FEE485
(mathNaturalGas.mdll)
7BD2EADDFC8D75796CB65F99DE5FB7FA
(mathNitrogen.mdll)
Лист № 3
Всего листов 5
Значение
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
MD5
Продолжение таблицы 1
Идентификационные
данные (признаки)
F1F2BE3E82E9144876E7F99424E21ECE
(mathAir.mdll)
4A81742D5B15074BE60FD9DABD3FD3AE
(mathSarasotaFD960.mdll)
204BFDBA4DCDB72D36CEF8672C9AFC09
(mathSolartron7835.mdll)
768884A0DB93F585C712E4BF5101692A
(mathTransforms.mdll)
67F1F9338F566D5040E345FC98961772
(mathKmxRawOil.mdll)
E1154DE1DD8A7FC6209ABA0662D67391
(mathHC.mdll)
Алгоритм вычисления
цифрового идентификатора
ПО
Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом влияния ПО.
Метрологические и технические характеристики
Значение
от 10 до 70
±0,25
Таблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений массового расхода нефти через одну ИЛ, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто
нефти, при содержании объемной доли воды, %:
– от 0 до 5 % включ.
– св. 5 до 10 % включ.
±0,35
±0,40
Количество ИЛ
– напряжение переменного тока технических средств СОИ, В
– напряжение постоянного тока, В
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Рабочая среда
Значение
нефть сырая
3 (2 рабочие,
1 контрольная)
непрерывный
от 0,8 до 2,0
от +10 до +50
от 770 до 894
от 0 до 10
от 1,4 до 5,6
от 0,0049 до 0,0119
Режим работы СИКНС
Избыточное давление, МПа
Температура,
°
C
Плотность обезвоженной дегазированной нефти при +20
°
С, кг/м
3
Объемная доля воды, %
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
Массовая доля механических примесей, %
Параметры электрического питания:
+
30
-
6
– частота переменного тока, Гц
220
-
110
24
+
18
50±1
Лист № 4
Всего листов 5
от -50 до +40
от +5 до +30
от +10 до +30
Значение
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
Условия эксплуатации:
– температура окружающей среды, °С
– температура окружающей среды для средств измерений в составе
БИЛ, БИК,
°
С
– температура окружающей среды для средств измерений в составе
СОИ,
°
С
– относительная влажность, %, не более
– атмосферное давление, кПа
95
от 84 до 106
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измерений
–
1 шт.
ИЭ-УППН-08-18
1 экз.
МП 380-19
1 экз.
Обозначение
Количество
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти
сырой на установке предварительного сброса воды № 12
Нижневартовского нефтяного месторождения
АО «Томскнефть» ВНК, зав. № 01
Инструкция АО «Томскнефть» ВНК по эксплуатации
системы измерений количества и параметров нефти на
установке предварительного сброса воды № 12
Нижневартовского нефтяного месторождения
АО «Томскнефть» ВНК
ГСИ. Система измерений количества и параметров
нефти сырой на установке предварительного сброса воды
№ 12 Нижневартовского нефтяного месторождения АО
«Томскнефть» ВНК. Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 380-19 «ГСИ. Система измерений количества и параметров
нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 12 Нижневартовского нефтяного
месторождения АО«Томскнефть»ВНК.Методикаповерки»,утвержденному
ФБУ «Томский ЦСМ» 25.09.2019 г.
Основные средства поверки:
-
рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 г.
№ 256 (установкатрубопоршневаяповерочнаядвунаправленная,регистрационный
№ 12888-99);
-
средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Лист № 5
Всего листов 5
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений
количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 12
Нижневартовского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК, (свидетельство об
аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-397-2019, аттестующая организация
ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации 01.00241-2013).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 12
Нижневартовского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК
Приказ Росстандарта от 07.08.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной
поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости
и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного
газа. Общи метрологические и технические требования
Изготовитель
Акционерноеобщество«Томскнефть»Восточнойнефтянойкомпании
(АО «Томскнефть» ВНК)
ИНН 7022000310
Адрес: 636780, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23.
Телефон: (38259) 6-40-20, (38259) 6-32-31, факс: (38259) 6-96-35
Web-сайт: tomskneft.ru
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»)
Адрес: 634012, г. Томск, ул. Косарева, д. 17-а
Телефон: (3822) 55-44-86, факс: (3822) 56-19-61
Web-сайт: tomskcsm.ru, томскцсм.рф
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Томский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30113-13 от 03.06.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 57108-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тамбовская энергосбытовая компания" | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 52180-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РУСАЛ Братский алюминиевый завод" | Нет данных | ЗАО "Ирмет", г.Иркутск | 4 года | Перейти |
| 45506-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Далур" | Нет данных | ООО "ЭнергоСеть", г.Балашиха | 4 года | Перейти |
| 34383-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Приволжские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Сатаровка" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 43322-09 | Измерители параметров сети | VHR | Фирма "VERTESZ Elektronika", Венгрия | 8 лет | 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