| Номер в госреестре | 73428-18 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения |
| Изготовитель | ООО "Корпорация Уралтехнострой", г.Уфа |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установкой (МБСНУ) Бузеровского месторождения предназначена для автоматизированного измерения массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти.
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, 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, 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 (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 Бузеровского 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 1 и 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 Бузеровского месторождения_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | ||||
| Идентиф икационное наименование ПО | 24H.xlsm | 2H.xlsm | Act.xlsm | Act_part. xlsm | kmh.xlsm |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | |||||
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Xs13Bsbz/ jyhDXfEJ e5mlQ | MbAaeU D14I+SP +iovBbR xQ | TdkoaKv cHbYm X1UpcM n6Kg | /DsqYE ElWdPz SLcpGRi tGA | Dl34s5SL BPKPYBb KQGlrHQ |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 |
Продолжение таблицы 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||
| Идентиф икационное наименование ПО | Part.xlsm | Passport.xlsm | passport_ part.xlsm | Smena.xlsm |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | ZJ1Y8Rmw oxDfWrDY T3V6TQ | szWtlqDvUrdJ F2CSxqajDg | hJtUl0Aq0 a2dIv2WS miaIg | oh16TYM+ +Cixsr9DW psgQw |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||
| Идентиф икационное наименование ПО | report.bmo | Passport.PDL | KMH.PDL | Reports.PDL |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | JhrDU3Gqg pA455MCl gl4Zg | R4pRmIhgR 7+bXSrjStp1 mw | 5Ihn1otGku 3387igtD5E /A | LzgPsUU/6v XgOmHs4kc KHQ |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 |
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. | ±2,5 |
| св. 10 до 20 % включ. | ±4,0 |
| св. 20 до 50 % включ. | ±7,5 |
| св. 50 до 70 % включ. | ±14,0 |
| св. 70 до 85 % включ. | ±30,5 |
| св. 85 до 90 % включ. | ±47,0 |
| - в диапазоне измерений | |
| объемной доли воды | |
| (при измерении | |
| содержания воды | |
| влагомером): | |
| от 0,2 до 5 % включ. | ±2,5 |
| св. 5 до 30 % включ. | ±3,0 |
| св. 30 до 90 % включ. | ±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 0,4 |
| Наименование характеристики | Значение |
| 3 Диапазон плотности сырой нефти при +15 °С, кг/м | от 895,0 до 935,0 |
| Диапазон плотности пластовой воды при +15 °С, кг/м | от 1000,0 до 1162,5 |
| Объемная доля воды, % | от 0,2 до 90,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, г/дм3, не более | 240,4 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,1 |
| Массовая доля серы, %, не более | 3,48 |
| Массовая доля смол селикагелевых, %, не более | 8,28 |
| Массовая доля асфальтенов, %, не более | 6,84 |
| Массовая доля парафинов, %, не более | 3,63 |
| Коэффициент динамической вязкости в рабочих условиях, мПа-с, не более | 243 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В | 220 |
| - частота переменного тока, Гц | 50 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 125 |
| Габаритные размеры средства измерений, мм, не более: - высота | 5470 |
| - ширина | 5275 |
| - длина | 11948 |
| Масса, кг, не более | 2700 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С | от -47 до +42 |
| - относительная влажность, %, не более | 84 |
| - атмосферное давление, кПа | от 96 до 104 |
| Средний срок службы, лет | 15 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 11500 |
| Режим работы СИКНС | периодический |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения, зав. № 1242.2.00.00.000 | - | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1242.2.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0222-18 МП | 1 экз. |
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0222-18 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения. Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 31 июля 2018 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная счетчиков жидкости «УПСЖ-400/1500» (рег. № 31154-06), пределы относительной погрешности измерений объема ±0,05 %;
- термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные ПТСВ (рег. № 5769014), пределы допускаемой доверительной абсолютной погрешности ±0,04 °С;
- термостаты переливные прецизионные ТПП-1.0 и ТПП-1.3 (рег. № 33744-07), нестабильность поддержания температуры ±0,01 °С;
- калибраторы давления пневматические Метран-504 Воздух-II (рег. № 31057-09), пределы допускаемой погрешности класса точности 0,015 составляет ±0,015 %;
- манометры грузопоршневые МП-60М, класс точности 0,01 (рег. № 47334-11), пределы допускаемой 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.
МН 778-2018 «Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика», свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-029/03-2018 от 06.03.2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского 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
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
