|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | 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 |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 1242.1.00.00.000 |
| Назначение | Система измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установкой (МБСНУ) Ялтаусского месторождения предназначена для автоматизированного измерения массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти.
|
| Описание | 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);
- Преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный номер в 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;
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 ПО | LinuxBinary.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25 | | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 1990 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 |
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО АРМ Оператора МБСНУ Ялтаусского месторождения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | 24H.xlsm | 2H.xlsm | Act_part.xlsm | kmh.xlsm | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | | | | | | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | jZbibBsVwNCxjfNiIukpJg | AD/ecA7e3p6EC3xJiRVjoA | PQYfIBcLXFEo2C/xBa3HDA | +AA3KVKToM553lH+nI2n3w | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 |
Продолжение таблицы 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Part.xlsm | passport_part.xlsm | Smena.xlsm | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | | | | | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | BMWjJik4o3bX1ePkYS96Ag | 510rcZnOCjKgUd8lFQC9jw | w6WZILpOT0/Cxm+G399d9w | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | MD5 | MD5 |
Окончание таблицы 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | report.bmo | Passport.PDL | KMH.PDL | Reports.PDL | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | | | | | | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | ynu67qIaAj1iDLkBcQlVCA | FbyWtZjQ5trkdGegG0QKYA | UEBtg6GmsUjfY94McAJ4eA | qF2dTemPiqpKFgkmZnUn1A | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики |
Таблица 3 – Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 | | 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
±4,0
±7,5
±14,0
±30,5
±47,0
±2,5
±3,0
±14,0 |
Таблица 4 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Рабочая среда | нефть сырая | | Рабочий диапазон измерений расхода, т/ч | от 13,6 до 78,54 | | Рабочий диапазон температуры, (С | от +10 до +20 | | Рабочий диапазон давления в СИКНС, МПа (изб) | от 0,05 до 0,40 | | Диапазон плотности сырой нефти при +15 (С, кг/м3 | от 895,0 до 935,0 | | Диапазон плотности пластовой воды при +15 (С, кг/м3 | от 1000,0 до 1164,3 | | Диапазон плотности растворенного газа при +20 (С, кг/м3 | от 1,0 до 2,0 | | Объемная доля воды, % | от 0,2 до 90,0 | | Объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более | 1,5 | | Массовая концентрация хлористых солей, г/дм3, не более | 240,4 | | Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,1 | | Массовая доля серы, %, не более | 3,43 |
Продолжение таблицы 4
| Наименование характеристики | Значение | | Массовая доля смол селикагелевых, %, не более | 14,54 | | Массовая доля асфальтенов, %, не более | 5,87 | | Массовая доля парафинов, %, не более | 8,2 | | Коэффициент динамической вязкости в рабочих условиях, мПа∙с, не более | 150 | | Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц | 220
50 | | Потребляемая мощность, кВт, не более | 125 | | Габаритные размеры средства измерений, мм, не более:
- высота
- ширина
- длина | 5470
5275
11948 | | Масса, кг, не более | 2700 | | Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, (С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа | от -47 до +42
84
от 96 до 104 | | Средний срок службы, лет
Средняя наработка на отказ, ч | 15
11500 | | Режим работы СИКНС | периодический |
|
| Комплектность |
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения, зав.№ 1242.1.00.00.000 | | 1 шт. | | Руководство по эксплуатации | 1242.1.00.00.000 РЭ | 1 экз. | | «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения. Методика поверки» с изменением №1 | НА.ГНМЦ.0223-18 МП | 1 экз. |
|
| 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 %;
термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные ПТСВ (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 Федеральном информационном фонде 47334-11), предел допустимой относительной 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.
| | Нормативные и технические 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.
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Корпорация Уралтехнострой»(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: info@uralts.ru
|
| Испытательный центр | Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Тел.: (843) 567-20-10
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
| |
