Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Киргизовского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 73427-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Уралтехнострой", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установкой (МБСНУ) Киргизовского месторождения предназначена для автоматизированного измерения массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73427-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Киргизовского месторождения |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1242.3.00.00.000 |
Производитель / Заявитель
ООО "Корпорация Уралтехнострой", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 73427-18: Описание типа СИ | Скачать | 84.9 КБ | |
| 73427-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0221-18 МП | Скачать | 8.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установкой (МБСНУ) Киргизовского 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 Киргизовского 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.
И дентификационные 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 Киргизовского 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) |
tKreUD/k D2L+PXai f5Gabw |
QdKytcew HEtAvPmd gk2kbQ |
h6sswKg0cBp seHrtGkXiTA |
MmlztTRbk3Jt r9CEMaLuRQ |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Part.xlsm |
passport part.xl |
Smena.xlsm |
|
sm | |||
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
- |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
oNE9ZZ4j7Un 2mWVcBh+su g |
X57xiMhGIKro P8s8WRAXPw |
GlGKNvBdlh pgJmGvrpRTO Q |
|
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) |
a49B6SZZO WOGhlgkOw U0cw |
hJ9eHYhho+ qjMCCluGM k4Q |
2uZf+KFPSL KWCC+7q1M jwg |
Xdy1U9sHEhKk Vjh2yECxLw |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
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. |
±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. |
±12,5 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда |
нефть сырая |
|
Рабочий диапазон измерений расхода, т/ч |
от 13,6 до 76,23 |
|
Рабочий диапазон температуры, °С |
от +10 до +20 |
|
Рабочий диапазон давления в СИКНС, МПа (изб.) |
от 0,05 до 0,4 |
|
Диапазон плотности сырой нефти при +15 °С, кг/м3 |
от 907,1 до 938,6 |
|
Диапазон плотности пластовой воды при +15 °С, кг/м3 |
от 1005,0 до 1161,5 |
|
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 |
4,50 |
|
Массовая доля смол селикагелевых, %, не более |
15,80 |
|
Массовая доля асфальтенов, %, не более |
11,00 |
|
Массовая доля парафинов, %, не более |
7,02 |
|
Коэффициент динамической вязкости в рабочих условиях, мПа^с, не более |
170 |
|
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 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Киргизовского месторождения, зав.№ 1242.3.00.00.000 |
- |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
1242.3.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
«ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Киргизовского месторождения. Методика поверки» с изменением №1 |
НА.ГНМЦ.0221-18 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0221-18 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной
установки (МБСНУ) Киргизовского 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.
Сведения о методах измерений
МН 772-2018 «Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Киргизовского месторождения», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика», ФР.1.28.2019.33482.
Нормативные документы
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.
Смотрите также
