Untitled document

Приложение к свидетельству № 62173

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Установки измерительные УИ

Назначение средства измерений

Установки измерительные (далее – установки) предназначены для автоматизированных

измерений (вычислений) массы и среднего массового расхода сырой нефти, массы и среднего

массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и среднего объемного расхода попутно-го

нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, и передачи данных о результатах

измерений и индикации работы на верхний уровень автоматизированной системы управления

технологическим процессом в системах герметизированного сбора нефти и попутного газа неф-

тяных промыслов.

Описание средства измерений

Установка состоит из технологического блока (далее – ТБ) и блока местной автоматики

(далее – БМА) и комплекта средств жизнеобеспечения.

В состав ТБ входят распределительный и измерительный модули.

В состав БМА входят: система измерения и обработки информации (далее – СОИ), шкаф

силового управления, шкаф пожарной сигнализации.

Установки выполнены в блочном исполнении и представляют собой совокупность тех-

нологического, вспомогательного оборудования и средств измерений, предназначенных для

выработки сигналов измерительной информации в форме, удобной для автоматической и руч-

ной обработки и передачи в систему управления.

В установке реализовано 2 схемы измерений.

Принцип работы установки основан на измерении расходомерами-счетчиками парамет-

ров потока продукции нефтяной скважины. При подаче на вход установки продукции нефтяной

скважины (газожидкостной смеси) установка обеспечивает попеременное наполнение и опо-

рожнение сепаратора жидкостью (первая схема), при этом расходомеры-счетчики жидкости и

газа регистрируют текущие значения измеряемых расходов (объемных или массовых), массы и

объема, влагомер регистрирует текущее содержание воды в жидкости.

При работе по второй схеме в сепарационной емкости поддерживается постоянный уро-

вень с помощью кранов с электроприводами на газовой и жидкостной линиях и системы регу-

лирования. При этом, как и в первой схеме, расходомеры-счетчики жидкости и газа регистри-

руют текущие значения измеряемых расходов, массы и объема, влагомер регистрирует текущее

содержание воды в жидкости.

Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации УИ, приведены в таб-

лице 1.

Условное обозначение УИ:

УИ-Х-Х-Х-ХХ-ХХ-ХХ-ХХ-ХХХХ ТУ 3667-045-04834179-2015

1 2 3 4 56789

где: 1 – сокращенное наименование: УИ – установка измерительная;

2 – исполнение для способа измерения: 1 – режим постоянного слива; 2 – режим цик-

лических измерений;

3 – условное обозначение для примененного расходомера (в соответствии с таблицей 1); 4

– условное обозначение для примененного контроллера (в соответствии с таблицей 1); 5 –

номинальный диаметр DN присоединительных трубопроводов на входе измеряемой

среды, (по таблице 3);

6 – номинальный диаметр DN присоединительных трубопроводов на выходе измеряе-

мой среды, мм (по таблице 3);

7 – номинальное давление PN, МПа;

8 – количество входных трубопроводов, подключаемых к УИ скважин (от 1 до 14);

9 – максимальный массовый расход жидкости, м

/сут.

Лист № 2

Всего листов 8

Перечень основных средств измерений (далее - СИ, которыми комплектуются модифи-

кации УИ, приведены в Таблице 1).

Счетчики-расходомеры массовые Мicro

Motion

45115-10

27054-14

Счетчики жидкости турбинные «ТОР»

6965-03

Фирма «Invensys Systems Inc.»,

США

53133-13

27054-14

Счетчики-расходомеры массовые Мicro

Motion

45115-10

ООО «Росэнергоучет», г.Белгород

43618-15

Счетчики газа вихревые СВГ

13489-13

ЗАО «Даймет», г. Тюмень

57997-14

ООО НПП «Ирвис», г. Казань

58620-14

ООО НПП «Ирвис», г. Казань

55172-13

ЗАО «ЭМИС», г. Челябинск

42775-14

ЗАО «ПГ «Метран», г. Челябинск

14061-15

32854-13

ООО НПП «ЭЛЕМЕР», г. Москва

46376-11

47454-11

Таблица 1 – Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок

Номер в

Наименование средства измеренийИзготовительГосреестре

СИ

Расходомеры, счетчики жидкости

15201-11

Расходомеры массовые Promass

Счетчики-расходомеры массовые ко-

риолисовые ROTAMASS

«Еmerson Process Management,

Мicro Motion Inc.» (США, Нидер-

ланды, Мексика)

«Endress+Flowtec AG», Швейцария

«Rota Yokogawa GmbH & Co.KG»,

Германия

ОАО «Акционерная Компания

ОЗНА», г. Октябрьский

Расходомеры, счетчики газа

Расходомеры массовые I/A Series с пре-

образователями расхода CFS10, CFS20

и измерительным преобразователем

CFT50, CFT51

Счетчики-расходомеры массовые ко-

риолисовые ROTAMASS

Расходомеры массовые Promass

15201-11

«Rota Yokogawa GmbH & Co.KG»

(Германия)

«Endress+Flowtec AG», Швейцария

«Еmerson Process Management,

Мicro Motion Inc.» (США, Нидер-

ланды, Мексика)

Счетчики газа ультразвуковые

ГУВР-011

ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика»,

г. Тюмень

ЗАО «Даймет», г. Тюмень

57998-14

Счетчики газа «DYMETIC -9423M»

Датчики расхода газа «DYMETIC-

1223M»

Расходомеры-счетчики ультразвуковые

ИРВИС-РС4М-Ультра

Расходомеры-счетчики вихревые

ИРВИС-РС4М

Преобразователи расхода вихревые

«ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)»

Преобразователи давления

Преобразователи давления измеритель-

ные 3051

Датчик давления МЕТРАН-150

ЗАО «Промышленная группа

«Метран», г. Челябинск

Преобразователи давления

измерительные Сапфир-22ЕМ

Преобразователь давления

измерительный dTRANS p02 Delta

Фирма «JUMO GmbH & Co. KG»,

Германия

Лист № 3

Всего листов 8

Наименование средства измерений

Изготовитель

59868-15

37668-13

46375-11

31654-14

ООО НПП «ЭЛЕМЕР», г. Москва

ЗАО «Промышленная группа

«Метран», г. Челябинск

21968-11

Фирма «JUMO GmbH &Co. KG»,

Германия

49521-12

ООО НПП «ЭЛЕМЕР», г. Москва

32777-06

ООО НПП «ЭЛЕМЕР», г. Москва

50519-12

ООО НПП «ЭЛЕМЕР», г. Москва

58808-14

Фирма «KSR KUEBLER Niveau-

Messtechnik AG», Германия

35552-07

27283-12

24604-12

10135-15

46078-11

53986-13

Продолжение таблицы 1

Номер в

Госреестре

СИ

Фирма «Yokogawa Electric

Corporation», Япония

39492-08

Фирма «Rosemount Inc.», США

53779-13

25547-12

Фирма «Rosemount Inc.», США

Фирма «VEGA Grieshaber KG»,

Германия

42678-09

Преобразователи (датчики) давления

измерительные EJ*

Преобразователи давления

измерительные «Элемер-АИР-30»

Преобразователи давления

измерительные АИР20/М2

Преобразователь давления

измерительный АИР-10

Датчик давления «ЭЛЕМЕР-100»

Преобразователи температуры

Термопреобразователь с унифициро-

ванным выходным сигналом

Метран-270

Термопреобразователи сопротивления

платиновые серии 90 (модели 2020,

2030, 2050, 2120, 2130, 2210, 2230, 2240,

2250, 2350, 2820)

Термометры сопротивления платино-

вые вибропрочные эталонные ПТСВ

Термопреобразователь универсальный

ТПУ 0304

Термопреобразователь сопротивления

из платины и меди ТС и их чувстви-

тельные элементы ЧЭ

Датчики уровня

Уровнемер 5300

Уровнемер микроволновой модели

KSR-GT611, KSR-GT622, KSR-GT655,

KSR-GT666, KSR-GT677

Уровнемер 3300

Уровнемер бесконтактный микровол-

новый VEGAPULS 6*

Преобразователи объемной доли воды

Влагомер сырой нефти ВСН-АТ

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

ЗАО «Аргоси», г. Москва

ЗАО НПП «Нефтесервисприбор»,

г.Саратов

ОАО «Манотомь», г. Томск

ООО «Манометр», г. Энгельс

61260-15

ОАО «Теплоконтроль», г. Казань

Манометры

Манометры избыточного давления, ва-

куумметры и мановакуумметры пока-

зывающие МП-У, ВП-У, МВП-У

Манометры МТК-ОП

Термометры

Термометры биметаллические показы-

вающие

Термометры стеклянные лабораторные

ТЛ-2

ОАО «Термоприбор», г. Клин

Лист № 4

Всего листов 8

15772-11

22734-11

50107-12

17444-11

50676-12

51228-12

15652-09

17444-11

Продолжение таблицы 1

Наименование средства измеренийИзготовитель

Номер в

Госреестре

СИ

Управляющие контроллеры

Контроллер программируемый

SIMATIC S7-300

Устройство распределенного ввода-

Фирма «Siemens AG», Германия

вывода SIMATIC ET 200

Контроллеры SCADAPack на основеФирма «Schneider Electric SA»,

измерительных модулей серии 5000 Франция

Контроллеры DirectLOGIC, CLICK, Фирма «Koyo Electronics Industries

Productivity 3000, TerminatorCO., LTD.», Япония

Преобразователи измерительные кон-

троллеров программируемых серии I-

8000

Фирма «ICP DAS Co., Ltd.», Тай-

вань

Комплексы измерительно-

вычислительные и управляющие на ба-

Фирма «Rockwell Automation Inc.»,

зе платформы Logix PAC

США

Комплексы измерительно-

Bradley», США

вычислительные и управляющие на ба-

Фирма «Rockwell Automation Allen-

зе PLC500

Измерительно-вычислительные контроллеры

Контроллеры DirectLOGIC, CLICK,Фирма «Koyo Electronics Industries

Productivity 3000, Terminator CO., LTD.», Япония

Программное обеспечение

СОИ представляет собой шкаф, с расположенными в нем программируемым логическим

контроллером (далее – ПЛК) и панелью оператора. ПЛК решает основные задачи автоматизи-

рованного управления. Панель оператора – обеспечивает визуальный интерфейс контроля со-

стояния, просмотра данных, и возможность подачи управляющих воздействий к ПЛК.

В ПЛК в качестве встроенного программного обеспечения используется комплекс про-

граммного обеспечения (далее – ПО). Комплекс ПО предназначен для обеспечения выполнения

установками измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации

технологического оборудования, удаленного контроля и управления установкой.

Комплекс ПО, сведения о котором приведены в таблице 2, состоит из следующих ком-

понентов:

ПО ПЛК СОИ – программа, исполняемая во встроенной операционной системе ПЛК

БИОИ. Обеспечивает обработку входных сигналов и управление КИПиА установок, а также

расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти;

ПО панели оператора – программа, исполняемая во встроенной операционной системе

операторской панели СОИ. Обеспечивает просмотр и изменение параметров, настроек и прочей

информации ПО ПЛК СОИ, подачу управляющих команд ПЛК.

Комплекс ПО используется в качестве встроенного программного обеспечения СОИ. ПО

предназначен для постоянного использования в процессах метрологической аттестации (пер-

вичной и периодической поверках), пуско-наладки, штатной эксплуатации, диагностики и ре-

монта установки.

Режим работы комплекса ПО – круглосуточный, допускающий автономную эксплуата-

цию согласно установленного регламента технического обслуживания.

Лист № 5

Всего листов 8

Значение

Таблица 2 – Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные (если имеются)

1.1.х.х

0х301ced01

–

Нормирование метрологических характеристик установок проведено с учетом того, что

программное обеспечение является неотъемлемой частью установок.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует

уровню «средний» по Р.50.2.077-2014.

Рисунок 1 - Общий вид

Рисунок 2 - Вид на установку измерительную изнутри

Лист № 6

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3

Наименование характеристикиЗначение характеристики

Диапазон измерений среднего (среднесуточного) массового рас- От 0,42 до 62,5

хода сырой нефти без газа, т/ч (т/сут)(от 10 до 1500)

Диапазон измерений среднего объемного расхода свободного неф- от 2,08 до 12500

тяного газа, приведенный к стандартным условиям, м

/ч (м

/сут) (от 50 до 300000)

±2,5

плюс 5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы и среднего массового расхода сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы и среднего массового расхода сырой нефти без учета воды

при содержании воды (в объемных долях), %:

- от 0 до 70%±6

- свыше 70 до 95% ±15

- свыше 95%не нормируется

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

объема и среднего объемного расхода свободного нефтяного газа,±5

приведенного к стандартным условиям, %

Параметры питания электрических цепей:

род токапеременный

напряжение, В 380/220

допустимое отклонение от номинального напряжения, %±10

частота, Гц50±0,4

потребляемая мощность, кВт, не более 20

Температура воздуха внутри блоков, при температуре окружаю-

щего воздуха минус 40 °С, °С, не менее

Режим управления запорной арматурой

автоматизированный или

ручной

Реж

м р

бо

периодический или непре-

рывный

Климатические условия эксплуатации установки:

Температура района установки, °Сот минус 60 до плюс 40

Климатическое исполнение УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69

Рабочая среда – продукция нефтяных скважин (нефтегазоводяная смесь) с параметрами:

1000

0,1

Таблица 4

Наименование характеристикиЗначение характеристики

от 0,2 до 10,0

от плюс 1 до плюс 80

500

от 830 до 1150

от 0 до 99

Диапазон давления измеряемой среды, МПа

Температура измеряемой среды, °С

Кинематическая вязкость сырой нефти, 10

-6

/с (сСт), не более

Плотности сырой нефти, кг/м

Содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемных

Максимальное значение содержания нефтяного газа в обезво-

женной нефти в стандартных условиях - газовый фактор, м

/т

Минимальное значение содержания свободного нефтяного газа

в 1 м

газожидкостной смеси в рабочих условиях, м

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установок типографским способом,

на табличке блока технологического – методом аппликации или шелкографией.

Лист № 7

Всего листов 8

Комплектность средства измерений

1 Помещение технологическое УИ1.00.00.0001

Помещение технологическое. Ведомость эксплуатационных документов и1

комплект документов согласно этой ведомости. УИ1.00.00.000 ВЭ

3 Эксплуатационная документация 1

4 МП 0340-9-2015 «ГСИ. Установки измерительные УИ. Методика поверки» 1

Поверка

осуществляется по документу МП 0340-9-2015 «ГСИ. Установки измерительные УИ. Методика

поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 31 августа 2015 г.

Основные средства поверки:

- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газо-

жидкостных смесей ГЭТ 195-2011;

- эталоны 1-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкост-

ной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной по-

грешностью измерений массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %, с диапазоном воспро-

изводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответ-

ствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измере-

ния объемного расхода газа (воздуха) до 1,5 %;

- эталоны 2-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкост-

ной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной по-

грешностью измерений массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %, с диапазоном воспро-

изводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответ-

ствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измере-

ния объемного расхода газа (воздуха) от 3 до 5 %;

- в случае поэлементной поверки средства поверки, указанные в методике поверки на

средства измерений, входящие в состав установки.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке УИ.

Сведения о методиках (методах) измерений

содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений установкой измери-

тельной», утвержденной ЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» «27» ноября 2015 г. (свидетельство об атте-

стации МИ № 01.00257-2013/36309-15 от «27» ноября 2015 г.)

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам из-

мерительным УИ

1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтя-

ного газа. Общие метрологические и технические требования».

2 ТУ 3667-045-04834179-2015. Установки измерительные. Технические условия.

Изготовитель

Открытое акционерное общество «Трубодеталь»

454904, г. Челябинск, ул. Челябинская, 23

Тел.: +7 (351) 280-09-41, +7 (351) 280-00-33

Факс: +7 (351) 280-12-13

ИНН 7451047011