Приложение к свидетельству № 55997
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского
газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского
газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл» (далее – СИКНС) предназначена
для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода), параметров
нефти сырой (далее – нефть) и определения массы нетто нефти.
Описание средства измерений
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы (массового
расхода) нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых CMF200 в
комплекте с измерительным преобразователем 2700 (Госреестр №45115-10) (далее – СРМ).
ПринципдействияСИКНСзаключаетсявнепрерывномизмерениии
преобразовании при помощи контроллера измерительного FloBoss S600+ (рабочий и
резервный) (Госреестр №38623-11) (далее – контроллер FloBoss S600+) входных сигналов,
поступающих от СРМ, термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом
Метран-274МП-Exia (Госреестр №21968-06), датчиков избыточного давления Метран-
150TG3 (Госреестр №32854-09) и влагомеров поточных модели F (Госреестр № 46359-11).
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и
импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на
объектеэксплуатациивсоответствииспроектнойдокументациейСИКНСи
эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
– блок измерительных линий (далее – БИЛ);
– блок фильтров (Д
у
80);
– система сбора и обработки информации (далее – СОИ).
БИЛ включает в себя:
– две измерительные линии (далее – ИЛ): рабочая ИЛ (Д
у
80), контрольно-
резервная ИЛ (Д
у
80);
– общая линия контроля качества нефти (Д
у
80);
– узел подключения передвижной поверочной установки (далее – ППУ) (Д
у
100);
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих
основных функций:
– измерение в автоматическом режиме массы (массового расхода) нефти прямым
методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и
плотности нефти;
– определение массы нетто нефти;
– дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
– измерение в автоматическом режиме влагосодержания нефти;
– контроль перепада давления на фильтрах;
– возможность поверки рабочего и контрольно-резервного СРМ при помощи ППУ;
– контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольно-
резервному СРМ;
– автоматический и ручной отбор проб;
– отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и
расчетов, формирование отчетов;
Лист № 2
Всего листов 5
– защита системной информации от несанкционированного доступа;
– передача данных на верхний уровень.
ПО
цифрового
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) СИКНС (контроллера FloBoss S600+, АРМ
оператора, комплекс ПО верхнего уровня «ФОРВАРД») обеспечивает реализацию функций
СИКНС. ПО СИКНС разделено на метрологически значимую и метрологически не
значимуючасти.Перваяхранитвсепроцедуры,функциииподпрограммы,
осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов
измерений и вычислений СИКНС, а также защиту и идентификацию ПО СИКНС. Вторая
хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной
системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями СИКНС).
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и
обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения,
идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1
ЦифровойАлгоритм
НаименованиеИдентификационноеНомер
идентификаторвычисления
ПО наименование ПО версии ПО
(контрольная идентифика-
сумма)тора ПО
ПО контроллера
измерительного
FloBoss S600+LinuxBinary.app06.09f/09f8e78CRC32
(рабочий и
резервный)
ПО АРМ
«ФОРВАРД»
оператора,
ArmA.dll 4.0.0.1 8B71AF71 CRC32
комплекс ПО
ArmMX.dll 4.0.0.1 30747EDB CRC32
верхнего уровня
ArmF.dll 4.0.0.1 F8F29210 CRC32
Идентификация ПО СИКНС осуществляется путем отображения на дисплее
контроллера FloBoss S600+ и на мониторе автоматизированного рабочего места оператора
структурыидентификационныхданных.Частьэтойструктуры,относящаясяк
идентификации метрологически значимой части ПО СИКНС, представляет собой хэш-
сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и
установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только
для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКНС для
пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО
СИКНС обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие
требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях)
записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие
результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКНС
имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКНС приведены в таблице 2.
Лист № 3
Всего листов 5
Наименование характеристики
от 805 до 825
от 810 до 1150
от 1,02 до 4,88
±0,25
±0,4
±0,5
±3,3
±5,5
±16,45
±49,25
Таблица 2
Значение
характеристики
нефть сырая
от 3000 до trial
от 0,4 до 2,5
от 3 до 30
от 0,1 до 95
от 0,1 до 94
0,1
30
0,6
от 1050 до 1200
не допускается
Рабочая среда
Диапазон измерений массового расхода нефти, кг/ч
Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа
Диапазон измерений температуры нефти, °С
Физико-химические свойства нефти:
– плотность обезвоженной нефти при рабочих условиях, кг/м
3
– плотность сырой нефти при рабочих условиях, кг/м
3
– вязкость кинематическая при 20 °С, мм/с
2
– объемная доля воды, %:
а) при измерении поточным влагомером
б) при измерении в химико-аналитической лаборатории
– массовая доля механических примесей, %, не более
– массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
– массовая доля серы, %, не более
– плотность пластовой воды при рабочих условиях, кг/м
3
– объемная доля свободного газа, %
Пределы относительной погрешности СИКНС при измерении
массы (массового расхода) нефти, %
Пределы относительной погрешности СИКНС при измерении
массы (массового расхода) нетто нефти:
±0,7
±1,35
±1,45
±5,6
±13,0
±31,55
±87,15
от 10 до 40
от 10 до 25
от 30 до 80
от 84 до 106,7
а) при измерении объемной доли воды в нефти с помощью
поточного влагомера, %:
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 0,1 % до 10 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 10 % до 20 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 20 % до 50 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 50 % до 70 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 85 % до 95 %
б) при определении массовой доли воды в нефти в химико-
аналитической лаборатории в соответствии с ГОСТ 2477-65, %:
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 0,1 % до 5 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 5 % до 10 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 10 % до 20 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 20 % до 50 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 50 % до 70 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 %
-
при содержании объемной доли воды в нефти от 85 % до 94 %
Условия эксплуатации СИ СИКНС:
– температура окружающей среды, °C
- в блок-боксе БИЛ
- в блоке СОИ
– относительная влажность, %
– атмосферное давление, кПа
Параметры электропитания:
– напряжение, В:
- силовое оборудование
380(+10%, -15%)
Лист № 4
Всего листов 5
Наименование характеристики
Значение
характеристики
220(+10%, -15%)
50
±
1
5000
3000×6000×3800
5000×3000×3000
- технические средства СОИ
– частота, Гц
Потребляемая мощность, В·А, не более
Габаритные размеры, глубина×ширина×высота, мм
-
блок-бокс БИЛ
-
блок СОИ
Масса, кг, не более
-
блок-бокс БИЛ
-
блок СОИ
Средний срок службы, лет, не менее
10000
10000
20
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений
1 экз.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Таблица 3
Количество
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти сырой №559
Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл»,
заводской номер 559. В комплект поставки входят: БИЛ и блок СОИ с
системамиотопления,освещения,вентиляции,сигнализации;
технологические трубопроводы с запорной арматурой в БИЛ; БФ на раме, с
запорной арматурой и технологическими трубопроводами; первичные
измерительныепреобразователи, измерительные контроллеры,
операторская станция управления, кабельные линии связи, сетевое
оборудование, монтажные комплектующие, шкафы, пульты, комплекс
программных средств
Система измерений количества и параметров нефти сырой №559
Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл».
Паспорт
Руководство по эксплуатации системы измерений количества и параметров
нефтисырой№559Авиловскогогазонефтяногоместорождения
ООО СП «Волгодеминойл»
МП 88-30151-2014. Государственная система обеспечения единства
измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой
№559Авиловскогогазонефтяногоместорождения
ООО СП «Волгодеминойл». Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 88-30151-2014 «Государственная система обеспечения
единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой №559
Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл». Методика
поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 7 мая 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
-
средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке
первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
-
калибратор многофункциональный MC5-R;
Лист № 5
Всего листов 5
-
диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы
допускаемой основной погрешности воспроизведения
±
(0,02 % показания + 1 мкА);
-
диапазон воспроизведения импульсных сигналов от 0 до 9999999 имп.
Сведения о методиках (методах) измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и
масса сырой нефти. Методика (метод) измерений системой измерений количества и
параметровнефтисырой№559Авиловскогогазонефтяногоместорождения
ООО СП «Волгодеминойл», регистрационный код ФР.1.29.2014.17113 в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений
количестваипараметровнефтисырой№559Авиловскогогазонефтяного
месторождения ООО СП «Волгодеминойл»
1. ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
2. ГОСТ Р 8.615 - 2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и
нефтяного газа
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
– выполнение государственных учетных операций.
Изготовитель
ООО «ИМС Индастриз»
105187, г. Москва, ул. Щербаковская д. 53, корп. 15
тел.(495)221-10-50; факс (495)221-10-51
e-mail:
Заявитель
ООО СП «Волгодеминойл»
Юридический адрес: 400074, РФ, г. Волгоград, ул. Рабоче-Крестьянская, 30А
Почтовый адрес: 400074, РФ, г. Волгоград, ул. Рабоче-Крестьянская, 30А
тел. (8442) 26-24-51; факс (8442) 26-24-52
e-mail:
Испытательный центр
ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП»
420107, г. Казань, ул. Петербургская 50, корп. 5
тел. (843)214-20-98, факс (843)227-40-10
e-mail:
,
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» по проведению
испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30151-11 от 01.10.2011 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф.В. Булыгин
М.п.«____»____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.