Номер по Госреестру СИ: 84336-22
84336-22 Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП "Уренгой - Пур-Пэ"
(-)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП «Уренгой -Пур-Пэ» (далее - СИКН) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Общие сведения
Дата публикации - 13.01.2022
Срок свидетельства -
Номер записи - 185726
ID в реестре СИ - 1395778
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации,
Производитель
Изготовитель - Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация")
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Москва
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности -
Статистика
Кол-во поверок - 4
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 2
Кол-во средств измерений - 2
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 2021
МПИ по поверкам - 364 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№20 от 2022.01.11 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (15)
№2269 от 2024.09.24 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (13)
Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП "Уренгой - Пур-Пэ" (-)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация")
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
84336-22 |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП "Уренгой - Пур-Пэ", - Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
1 год |
|
84544-22 |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1104 ПСП "Уренгой - Пур-Пэ" резервная, Обозначение отсутствует Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
1 год |
|
88037-23 27.01.2028 |
Комплексы программно-технические, ПТК-Э Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
2 года |
|
88398-23 01.03.2028 |
Контроллеры , Суперфлоу-31 Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
2 года |
|
88399-23 01.03.2028 |
Комплексы программно-технические, Магистраль Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
2 года |
|
88823-23 17.04.2028 |
Комплексы измерительные, Суперфлоу-21В Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
3 года |
|
89129-23 26.05.2028 |
Комплексы многониточные измерительные микропроцессорные, Суперфлоу-IIЕ Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
2 года |
|
89473-23 10.07.2028 |
Комплексы программно-технические, Промысел-КЦ Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
4 года |
|
89490-23 12.07.2028 |
Модули контроля параметров и модули концентратора данных, Скважина-ТР Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
3 года |
|
89873-23 31.08.2028 |
Корректоры объема газа, Суперфлоу 23 Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
3 года - для исполнения "В"; 5 лет - для стандартного исполнения |
|
90878-23 25.12.2028 |
Комплексы программно-технические, Неман-Р Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
2 года |
|
92936-24 21.08.2029 |
Комплексы измерительные, Суперфлоу 23СГ Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
4 года |
|
92936-24 21.08.2029 |
Комплексы измерительные, Суперфлоу 23СГ Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация") (РОССИЯ г. Москва) |
ОТ МП |
4 года |
Кто поверяет Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП "Уренгой - Пур-Пэ" (-)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2025 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» (RA.RU.311285) | РСТ | 1 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||
| ФБУ "ПЕРМСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311363) | РСТ | 3 | 1 | 2 | 0 | 3 | 1 | 2 |
Стоимость поверки Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП "Уренгой - Пур-Пэ" (-)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблицах 2 и 3.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом влияния ПО.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.13 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9935 |
Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Паспорт качества |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
fd01475b04d1eb57ff22232b742b869b |
|
Идентификационное наименование ПО |
Акт приема сдачи |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
80c0a0342560a7637227c33135998979 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Поверка МПР по ТПУ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7c3d5a273c95bc458b2bbd82abe1f249 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ МПР по ТПУ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
47736d48c5fd7b386da286c7a156b804 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ МПР по контрольному МПР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
61a8e9b888ca46352133d32d50a8cd75 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ИИ по ареометру |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
650a61369fb7aa8dcaaf845440f363cb |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ Ш1 по резервному |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
58e96436528f71af5e10fd92790d21d8 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ Ш1 по эталонному |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b90e55b152b5bb3d28688923c45e95bc |
Продолжение таблицы 3
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ Ш1 по пикнометру |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
66a31dd0a95d9a951 f3cd63d1 f03ab91 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВл по лаборатории |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
64ee 1a26ed77b 1cf4899b9d0c9254525 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВл по резервному |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
beb2423994e133852913ec3568ee5b22 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВз по лаборатории при ру |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9be7af331d603cf747226ed8a4e79c4b |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВз по лаборатории при 20 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
814c71e526a19bdcbd0ebf23b9ebe655 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Паспорт качества (ЕАЭС) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0ba1d53780dbed48dd04286ee21e6ef7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Акт приема сдачи (ЕАЭС) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ba086c2389cf59024ea65121571ebad5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП «Уренгой - Пур-Пэ».
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП «Уренгой - Пур-Пэ»Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 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 расходов жидкости»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Поверка
Поверка МПР по ТПУНомер версии (идентификационный номер) ПО
2.05
Цифровой идентификатор ПО
7c3d5a273c95bc458b2bbd82abe1f249
Идентификационное наименование ПО
КМХ МПР по ТПУ
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.05
Цифровой идентификатор ПО
47736d48c5fd7b386da286c7a156b804
Идентификационное наименование ПО
КМХ МПР по контрольному МПР
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.05
Цифровой идентификатор ПО
61a8e9b888ca46352133d32d50a8cd75
Идентификационное наименование ПО
КМХ ИИ по ареометру
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1
Цифровой идентификатор ПО
650a61369fb7aa8dcaaf845440f363cb
Идентификационное наименование ПО
КМХ Ш1 по резервному
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1
Цифровой идентификатор ПО
58e96436528f71af5e10fd92790d21d8
Идентификационное наименование ПО
КМХ Ш1 по эталонному
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1
Цифровой идентификатор ПО
b90e55b152b5bb3d28688923c45e95bc
Продолжение таблицы 3
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ Ш1 по пикнометру |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
66a31dd0a95d9a951 f3cd63d1 f03ab91 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВл по лаборатории |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
64ee 1a26ed77b 1cf4899b9d0c9254525 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВл по резервному |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
beb2423994e133852913ec3568ee5b22 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВз по лаборатории при ру |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9be7af331d603cf747226ed8a4e79c4b |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВз по лаборатории при 20 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
814c71e526a19bdcbd0ebf23b9ebe655 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Паспорт качества (ЕАЭС) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0ba1d53780dbed48dd04286ee21e6ef7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Акт приема сдачи (ЕАЭС) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ba086c2389cf59024ea65121571ebad5 |
Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 4 и 5.
Таблица 4 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода нефти, м3/ч (т/ч) |
от 85 (74) до 800 (616) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется | |
|
при проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений | |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
5 (3 рабочих, 1 резервная, 1 контрольно-резервная) |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания:
|
380±38, трехфазное; 220±22, однофазное 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С |
от -55 до +40 |
|
Параметры измеряемой среды | |
|
Измеряемая среда |
нефть |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа:
|
0,5 от 0,7 до 4,7 6,3 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +30 до +50 |
|
Плотность измеряемой среды при температуре +20 °С, кг/м3 |
от 770 до 870 |
|
Вязкость кинематическая при температуре +20 °С, мм2/с (сСт), не более |
10 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измеренийКомплектность средства измерений приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП «Уренгой - Пур-Пэ», заводской № 80803629.425270.025-СИК НКС(к) |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
ИЭ ОКИПАиМ-107-2021 |
1 экз. |
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Газпром автоматизация»(ПАО «Газпром автоматизация»)
ИНН 7704028125
Адрес: 117342, Российская Федерация, г. Москва, ул. Бутлерова, д. 17, эт/ком 5/7
Телефон: +7 (499) 580-41-40
Факс: +7 (499) 580-41-36
Web-сайт: www.gazprom-auto.ru
E-mail: gazauto@gazprom-auto.ru.
Испытательный центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева)
Адрес местонахождения: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а»
Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский проспект, д. 19
Телефон: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32
Web-сайт: www.vniir.org
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти. Выходные сигналы расходомеров массовых, преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления, узла подключения передвижной поверочной установки и системы дренажа.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Измерительные компоненты
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Расходомеры массовые Promass (далее - СРМ) |
15201-11 |
|
Преобразователи температуры программируемые ТСПУ 031 модели ТСПУ031С/ХТ |
46611-16 |
|
Датчики давления Метран-150 моделей 150TG и 150CD |
32854-13 |
Продолжение таблицы 1
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Преобразователи плотности и расхода CDM модификации CDM100Р |
63515-16 |
|
Преобразователи плотности и вязкости FVM |
62129-15 |
|
Влагомеры поточные ВСН-АТ |
62863-15 |
|
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 |
57762-14 |
|
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее -ИВК) |
57563-14 |
|
Преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н-01 |
82252-21 |
|
Установка трубопоршневая двунаправленная ТПУ ЭМИС |
73906-19 |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
-
- автоматические измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
-
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной лаборатории или массовой доли воды, вычисленной по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером;
-
- автоматические измерения плотности, вязкости нефти и объемной доли воды в нефти;
-
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
-
- поверка и контроль метрологических характеристик СРМ с применением поверочной установки;
-
- контроль метрологических характеристик СРМ по контрольно-резервному СРМ, применяемому в качестве контрольного;
-
- автоматический и ручной отбор проб нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
-
- автоматический контроль технологических параметров нефти в СИКН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
-
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
-
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Заводской номер СИКН нанесен на маркировочную табличку, закрепленную на внутренней стороне двери аппаратного блока, с помощью специализированного лазерного принтера с термическим закреплением печати.
Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 4 и 5.
Таблица 4 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода нефти, м3/ч (т/ч) |
от 85 (74) до 800 (616) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется | |
|
при проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений | |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
5 (3 рабочих, 1 резервная, 1 контрольно-резервная) |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания:
|
380±38, трехфазное; 220±22, однофазное 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С |
от -55 до +40 |
|
Параметры измеряемой среды | |
|
Измеряемая среда |
нефть |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа:
|
0,5 от 0,7 до 4,7 6,3 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +30 до +50 |
|
Плотность измеряемой среды при температуре +20 °С, кг/м3 |
от 770 до 870 |
|
Вязкость кинематическая при температуре +20 °С, мм2/с (сСт), не более |
10 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |