Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН)

ПТ

ППД

ПТ

ПД

ПР

ПТ

ПД

ПТ

ПД

ПР

ПТ

ПД

ПП

ПВ

ПБ

Блок фильтров

Входной коллектор

Измерительная линия 1...10

Выходной коллектор

БИК

Наименование СИ

Пределы допускаемой основной погрешности СИ

№ по Гос. реестру СИ

Преобразователи объемного расхода

Расходомеры UFM 3030

8 = ±0,5; ±1,0 %

32562-09

Расходомеры жидкости турбинные типов PTF и PNF

8 = ±0,15; ±0,25 %

11735-06

Счётчики нефти турбинные МИГ

8 = ±0,15 %

26776-08

Счетчики турбинные НОРД-М

8 = ±0,15 %

5638-02

Счетчики-расходомеры массовые

Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG05O, H, LF)

8 = ±0,1; ±0,15; ±0,2 %

45115-10

Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC2

8 = ±0,2; ±0,1 %

42546-09

Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC3

8 = ±0,2; ±0,1 %

39686-08

Расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS 2010/2300 исп. S100, S150, S250

„     ,       Z

8 = ±(0,10+ Z -100) % Qm

42550-09

Расходомеры-счетчики массовые SITRANS F C

2           \2                      2           \2

8=± (0,10)2 + f Zs '1001 ; ± (0,15)2 +f Zs ~1001 % f      l Qm ) Г      I Qm )

52346-12

Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS

8 = ±0,1; ±0,1 + 0,01 -(Qmax/Q,) ;

±0,1 + 0,05 -(Qmax/Q,) ; ±0,2 + 0,01-(Qmax/Q, ) %

50998-12

Расходомеры массовые Promass

8 = ±0,05; ±0,10; ±0,15; ±0,2; ±0,25 %

15201-11

Счётчики-расходомеры массовые кориолисовые ROT Amass мод. RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR

Z

8 = ±(0,1+-100) % Qm

27054-09

Cчётчики-расходомеры массовые МИР

Z         Z               Z       _

8 = ±(0,1± —s- -100); ±(0,2± —s- -100) %

Q          Q

mm            mm

48964-12

Счётчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак

8 = ±0,2; ±0,25 %

47266-11

Преобразователи температуры

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65

Д = ±(0,15+0,002-|t|); ±(0,3+0,005-|t|) °C

22257-11

Наименование

Пределы допускаемой основной погрешности СИ

№ по Гос. реестру СИ

Датчики температуры Rosemount 248

А = ±0,2 °C; у = ±0,1 %

49085-12

Преобразователи измерительные Rosemount 248

А = ±0,2 °C; у = ±0,1 %

48988-12

Датчики температуры 644, 3144Р

А = ±0,1; ±0,15 °C; у = ±0,02; ±0,03 %

39539-08

Преобразователи измерительные ATT 2100

А = ±0,16; ±0,17 °C

39546-08

Термопреобразователи сопротивления серий TR, TF

А = ±(0,1+0,0017-|t|); ±(0,15+0,002-|t|);

±(0,3+0,005-|t|) °C

47279-11

Преобразователи вторичные T мод. T32.1S, T32.3S

у = ±0,03; ±0,04 %

50958-12

Преобразователи измерительные серии YTA моделей YTA110, YTA310, YTA320

А = 0,14 °С

25470-03

Датчики температуры CTR-ALW, CTU-ALW

А = ±(0,2+0,002-|t|) °C

51742-12

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ех

у = ±0,25; ±0,5; ±1,0 %

21968-11

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом

ТСМУ 014, ТСМУ 015, ТСПУ 014, ТСПУ 015

у = ±0,25; ±0,5; ±1,0 %

46437-11

Термометры

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

А = ±0,2 °С

303-91

Преобразователи давления

Преобразователи давления измерительные 3051

у = ±0,065; ±0,075; ±0,04; ±0,1 %

14061-10

Преобразователи давления AUTROL модели APT31OO, APT32OO

у = ±0,2 %

37667-08

Преобразователи давления измерительные Sitrans P типа 7MF (DSIII, DSIII PA, DSIII FF, P300, Р300 PA, P300 FF, Z, ZD, Compact, MPS, P250, Р280)

у = ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,25; ±0,5 %

45743-10

Датчики давления Метран-150

у = ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,5 %

32854-09

Преобразователи давления измерительные EJA

у = ±(0,065 - 0,6) %

14495-09

Преобразователи давления измерительные EJX

у = ±(0,025 - 0,6) %

28456-09

Преобразователи давления измерительные ЭЛЕМЕР-АИР-30

у = ±0,1; ±0,2; ±0,4 %

37668-08

Датчики давления ЭЛЕМЕР-100

у = ±0,1; ±0,15; ±0,25; ±0,5; ±1 %

39492-08

Наименование

Пределы допускаемой основной погрешности СИ

№ по Гос. реестру СИ

Преобразователи давления измерительные APC, APR, PC, PR

у = ±0,075; ±0,10; ±0,16; ±0,3; ±0,5 %

48825-12

Манометры

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие сигнализирующие ДМ 2005Сг, ДВ 2005Сг, ДА 2005Сг, ДМ2005Сг1Ех, ДВ2005Сг1Ех, ДА2005Сг1Ех

у = ±1,5 %

4041-93

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ

у = ±0,4; ±0,6; ±1,0 %

26803-11

Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3

у = ±0,25; ±0,5; ±0,6 %

17159-08

Поточные влагомеры

Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ

Д = ±0,05; ±0,1; ±0,2; ±0,5; ±1 %

42678-09

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

Д = ±0,2; ±1,0; ±1,5 %

24604-12

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

А = ±0,05; ±0,08; ±0,1; ±(0,1+0,01 -W);

±(0,1+0,015-W) %

14557-10

Влагомеры поточные моделей L и F

Д = ±0,05; ±0,1; ±0,15; ±0,2; ±1,00; ±1,50 %

46359-11

Влагомеры нефти микроволновые МВН-1

Д = ±0,05; ±0,08; ±0,15 %

28239-04

Поточные плотномеры

Плотномеры Плот-3

Д = ±0,3; ±0,5; ±1,0 кг/м3;

20270-12

Преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847

Д = ±0,15; ±0,35 кг/м3

52638-13

ИВК

Контроллеры измерительные ROC/FloBoss (мод. ROC 306, 312, 364, 809, 827; FloBoss 103, 104, 107, 107Е, 407, 503, 504, 553)

8 = ±0,01 %

14661-08

Контроллеры измерительные FloBoss мод. S600, S600+

8 = ±0,01 %

38623-11

Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК

8 = ±0,05 %

44582-10

Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК-09

8 = ±0,05 %

48147-11

Комплексы измерительно-вычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)

8 = ±0,05; ±0,025 %

43239-09

Наименование

Пределы допускаемой основной погрешности СИ

№ по Гос. реестру СИ

Комплексы измерительно-вычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС»)

8 = ±0,06; ±0,1; ±0,2 %

22753-12

Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000

8 = ±0,025; ±0,005 %

15066-09

Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03

8 = ±0,01; ±0,04 %

19240-11

Комплексы измерительно-вычислительные ВЕКТОР-02

8 = ±0,05; ±0,025 %

43724-10

Комплексы измерительно-вычислительные СУРГУТ-УНм

8 = ±0,025 %

25706-08

СИ для определения свободного и растворенного газа

Приборы УОСГ

А = ±0,1; ±0,04 МПа; ±0,2-10-6; ±0,4-10-6; ±0,5-10-6; ±1,0-10-6; ±2,0-10-6 м3

16776-11

Поверочные установки, мерники и весы (блок средств эталонных)

Установки трубопоршневые Сапфир МН

8 = ±0,05; ±0,09 %

41976-09

Установки поверочные SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S и О

8 = ±0,05 %

44420-10

Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные OGSB

8 = ±0,05; ±0,10 %

44252-10

Установки поверочные CP, CP-M

8 = ±0,05 %

27778-09

Мерники металлические эталонные 1-го разряда серии «J»

8 = ±0,01; ±0,02; ±0,025 %

44080-10

Мерники металлические эталонные 1-го разряда «М»

8 = ±0,02 %

28515-09

Весы неавтоматического действия CAW, CAH

Класс точности II или III по ГОСТ Р 53228-2008

52029-12

Весы платформенные SIW

А = ±0,5; ±1,0; ±1,5 г

39794-08

Весы электронные К

А = ±0,25; ± 0,5; ± 0,75; ±1,5 г

45158-10

Примечания

1) В таблице использованы следующие условные обозначения: Zs - значение стабильности нуля для соответствующей модели расходомера, кг/ч; Qm - текущее значение массового расхода, кг/ч; Qmax - верхний предел диапазона измерений массового расхода расходомера, кг/ч; Qi - значение измеренного массового расхода, кг/ч; W - значение измеренной объемной доли воды влагомером, %; А -абсолютная погрешность; у - приведенная погрешность, %; 8 - относительная погрешность, %; t - измеренное значение температуры, °С.

2) Комплектация СИКН средствами измерений осуществляется с учетом требований заказчика и действующей нормативной документации.

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (хэш-код, контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Программное обеспечение АРМ оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН»

«Визард СИКН»

V .1/1/1/XXXX

V .2/1/2/XXXX

V .2/1/3/XXXX

V .2/1/4/XXXX

CAA0CAF77C2F95839BCC10725412F8B6 (модуль «Поверка ПР по ТПУ») 1

MD5

18EE0732CC8638CDD5BD624BC4331025 (модуль «КМХ ПР по ТПУ») 2

4A76D349E3349AA8A3728631B17207D4

(модуль «КМХ рабочего ПР по контрольному») 2

BC84C17194F87A9CC55EF26C6493A0A0 (модуль «КМХ ПП по ПП») 2

F63567930709D8FF1343E4D90E64926D

(модуль «КМХ ПП по ареометру») 2

82F2D3B3A221DA4A4B698D1179FC5C28 (модуль «Процедура хеширования»)

F406BE76C8B55F8EAE8F681938840B1B (модуль «Поверка ПР по ТПУ») 3

7AA426DA22BC75E2522B9FDCB54C4AA6 (модуль «Поверка ПР по ТПУ») 4

E4032260197995F52BEB01648EC4E7FC (модуль «Поверка ПР по ТПУ») 5

Программный комлекс ПО «Rate АРМ оператора УУН»

Rate АРМ оператора УУН

2.3.1.1

B6D270DB

CRC32

Автоматизированное рабочее место оператора на базе браузера IE в составе ПО «Сургут-УНм»

MAIN.ASP

9.0

EF0A19F3

CRC32

Примечания:

1 - При поверке ПР по МИ 1974-2004 «ГСИ Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки»;

2 - При проведении контроля метрологических характеристик по документу «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» (утв. приказом Минпромэнерго №69 от 31.03.2005 г.) (далее - Рекомендации);

3 - При поверке ПР по МИ 3151-2008 «ГСИ. Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»;

4 - При поверке ПР по документу «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки передвижной поверочной установкой «ПУМА»;

5 - При поверке ПР по МИ 3189-2009 «ГСИ. Счётчики - расходомеры массовые Micro Motion фирмы "Emerson Process Management». Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки и поточного преобразователя плотности»

Объемная доля воды в сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %

от 0 до 5 включ.

± 1,0

св. 5 до 15 включ.

± 2,5

св. 15 до 35 включ.

± 4,0

св. 35 до 55 включ.

± 7,0

св. 55 до 70 включ.

± 10,0

св. 70 до 90 включ.

± 20,0

- температура воздуха при эксплуатации КТ, расположенного в блок-боксе или сборно-модульном здании, °С

- температура воздуха при эксплуатации СОИ, °С

от минус 60 до плюс 50;

от 10 до 35;

а) на открытой площадке, °С

б) в блок-боксе или сборно-модульном здании, °С

от минус 40 до плюс 45;

от 5 до 45;

- атмосферное давление, кПа

- относительная влажность воздуха при 35 С и

от 84 до 107;

более низких температурах без конденсации влаги, %

95;

Среднее время наработки на отказ СИКН, ч, не менее Срок службы, лет, не менее

20000.

10.

Наименование

Кол-во

1 Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН)

1

2 «Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Руководство по эксплуатации»

1

3 «Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Формуляр»

1

4 ОФТ.05.1564.00.00.00.00 МП «Инструкция. ГСИ. Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Методика поверки»

1

5 Методика измерений

1

6 Свидетельство об аттестации методики измерений

1

7 Ведомость эксплуатационных документов (ЭД)*

1

8 Комплект эксплуатационной документации на составные части в составе СИКН согласно ведомости ЭД

1

9 Комплект разрешительной документации, в составе:

9.1 Копии сертификатов соответствия на СИКН и оборудование в составе СИКН

1

9.2 Копии разрешений на применение на СИКН и оборудование в составе СИКН

1

9.3 Копии свидетельств (сертификатов) об утверждении типа средств измерений на СИКН и СИ в составе СИКН

1

Примечание:

- Ведомость ЭД формируется для каждой СИКН индивидуально в соответствии с условиями Заказчика.

Наименование и тип средства поверки

Основные метрологические характеристики

Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов «УПВА-Т»

Диапазон формирования силы тока от 0,5 до 22,0 мА, пределы допускаемой абсолютной погрешности при формировании тока ± 3 мкА;

Диапазон формирования частоты импульсных последовательностей от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой относительной погрешности при формировании периода импульсных последовательностей ± 5 • 10-4 %

Установка трубопоршневая 1-го (2-го) разряда

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 % (± 0,1 %)