Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «09» декабря 2020 г. № 2052
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
в составе
(МБСНУ)
Система измерений количества и параметров нефти сырой
малогабаритнойблочнойсепарационно-наливнойустановки
Бузеровского месторождения
Назначение средства измерений
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.
Описание средства измерений
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 (%);
2
- 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 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.
УровеньзащитыПОотнепреднамеренныхипреднамеренныхизменений
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 ПОLinuxBinary.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО 06.25
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) 1990
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО CRC16
Значение
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО АРМ Оператора МБСНУ Бузеровского
месторождения
Идентификационные данные
(признаки)
Идентификационное
наименование ПО24H.xlsm2H.xlsmAct_part.xlsmkmh.xlsm
Номер версии
(идентификационный номер) ПО----
ЦифровойидентификаторПО 9M12iXE tqBWfPX4s XpYQXECyD NgRG8DZbuE
(контрольнаясумма FaxipTkeI kYtdGaBiJ hvMwYO7hk8 pZp8nlG1v4G
исполняемого кода) 6x5sgA SVdA F6Q w
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПОMD5MD5MD5MD5
Идентификационное наименование ПО
ЦифровойидентификаторПО
(контрольная сумма исполняемого кода)
Продолжение таблицы 2
Идентификационные данные (признаки)
Part.xlsm
Значение
passport_part.xl
sm
Smena.xlsm
Номерверсии(идентификационный
номер) ПО
-
-
3UOwk140vi
Mnd7HpXTDo
vw
xXfc7NwnNe69
3U7yFsU9CQ
-
ebDQEyndd7p
lSWKS8LTQr
A
Алгоритмвычисленияцифрового
идентификатора ПО
MD5
MD5
MD5
3
Значение
report.bmo
Passport.PDLKMH.PDL
Reports.PDL
-
-
NSQTbuJ1iH
bBqQrcmyFo
cA
--
zxefqUXbhh nr1WeY+L3Ri
LyK7zgY/aVBUy6BF6OS+
xw w
gIqbqYOM5iWv
rt40ENl23w
Окончание таблицы 2
Идентификационные
данные (признаки)
Идентификационное
наименование ПО
Номерверсии
(идентификационный
номер) ПО
Цифровойидентификатор
ПО(контрольнаясумма
исполняемого кода)
Алгоритм вычисления
цифрового идентификатора
ПО
MD5
MD5MD5
MD5
Метрологические и технические характеристики
±2,5
±4,0
±7,5
±14,0
±30,5
±47,0
Значение
±0,25
Таблица 3 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы сырой нефти, %
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
±3,0
±14,0
Таблица 4 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Рабочая среда
Рабочий диапазон измерений расхода, т/ч
Рабочий диапазон температуры,
С
Рабочий диапазон давления в СИКНС, МПа (изб.)
Диапазон плотности сырой нефти при +15
С, кг/м
3
Диапазон плотности пластовой воды при +15
С, кг/м
3
Диапазон плотности растворенного газа при +20
С, кг/м
3
Объемная доля воды, %
Объемная доля растворенного газа, м
3
/м
3
, не более
Массовая концентрация хлористых солей, г/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля серы, %, не более
Значение
нефть сырая
от 13,6 до 78,54
от +10 до +20
от 0,05 до 0,4
от 895,0 до 935,0
от 1000,0 до 1162,5
от 1,0 до 2,0
от 0,2 до 90,0
1,5
240,4
0,1
3,48
4
243
Значение
8,28
6,84
3,63
220
50
125
5470
5275
11948
2700
Продолжение таблицы 4
Наименование характеристики
Массовая доля смол селикагелевых, %, не более
Массовая доля асфальтенов, %, не более
Массовая доля парафинов, %, не более
Коэффициент динамической вязкости в рабочих условиях,
мПа∙с, не более
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
Потребляемая мощность, кВт, не более
Габаритные размеры средства измерений, мм, не более:
- высота
- ширина
- длина
Масса, кг, не более
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды,
С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
Средний срок службы, лет
Средняя наработка на отказ, ч
Режим работы СИКНС
от -47 до +42
84
от 96 до 104
15
11500
периодический
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность средства измерений
-
1 шт.
НА.ГНМЦ.0222-18
МП
1 экз.
Обозначение
Количество
1242.2.00.00.000 РЭ
1 экз.
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти
сырой в составе малогабаритной блочной
сепарационно-наливной установки (МБСНУ)
Бузеровского месторождения, зав.№ 1242.2.00.00.000
Руководство по эксплуатации
«ГСИ. Система измерений количества и параметров
нефти сырой в составе малогабаритной блочной
сепарационно-наливной установки (МБСНУ)
Бузеровского месторождения. Методика поверки» с
изменением №1
Поверка
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» с изменением №1,
утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 20 августа 2020 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная счетчиков жидкости «УПСЖ-400/1500» (регистрационный
номервФедеральноминформационномфонде31154-06).Пределотносительной
погрешности измерений объема 0,05 %;
-термометрысопротивленияплатиновыевибропрочныеэталонныеПТСВ
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32777-06). Предел
допускаемой доверительной абсолютной погрешности ± 0,04
С;
5
- термостаты переливные прецизионные ТПП-1.0 и ТПП-1.3 (регистрационный номер
вФедеральноминформационномфонде33744-07),нестабильностьподдержания
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.
Допускаетсяприменениеаналогичныхсредствповерки,обеспечивающие
определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методиках (методах) измерений
МН 778-2018 «Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти
сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ)
Бузеровскогоместорождения»,утвержденаОПГНМЦАО «Нефтеавтоматика»,
ФР.1.28.2019.33486.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системеизмерений
количестваипараметровнефтисыройвсоставемалогабаритнойблочной
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.
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью«КорпорацияУралтехнострой»
(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:
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Тел: (843) 567-20-10
E-mail:
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.