Приказ Росстандарта №1968 от 02.12.2020

№1968 от 02.12.2020
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 208581
О внесении изменений в описание типа на Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 1968 от 02.12.2020

2020 год
месяц December
сертификация программного обеспечения

453 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

    
Приказ Росстандарта №1968 от 02.12.2020, https://oei-analitika.ru

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

ПРИКАЗ

02 декабря 2020 г.

1968

Москва

О внесении изменений в описание типа на систему измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установкой (МБСНУ) Ялтаусского месторождения

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346, и в связи с обращением ООО «Корпорация Уралтехнострой» от 20 августа 2020 г. № V-20-20510/3 п р и к а з ы в а ю:

1. Утвердить новую редакцию описания типа на систему измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установкой (МБСНУ) Ялтаусского месторождения, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 73429-18, изложив его в новой редакции

согласно приложению к настоящему приказу.

  • 2. Установить методику поверки по документу НА.ГНМЦ.0223-18 МП с изменением № 1 «ГСП. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установкой (МБСНУ) Ялтаусского месторождения. Методика поверки», утвержденному АО «Нефтеавтоматнка» от 20 августа 2020 г.

  • 3. ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузину) обеспечить внесение сведений в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП,

I 1МД71ИППИГЧ Э/ 1СГч I JJVHnUI V               I     irivannvi V wSI ly

4. Контроль за исполни                                     за (

Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

обой.

Заместитель Руководителя

сертификат: 01С95С9А007САСВ9В24В5327С21ВВ4СЕ93

Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич

Действителен: с 23.11.2020 до 23.11.2021

\________________

ГС. Голубев




Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» декабря 2020 г. № 1968

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установкой (МБСНУ) Ялтаусского 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 (%);

  • - 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 Ялтаусского 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 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 Ялтаусского 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)

jZbibBsV wNCxjfNi

IukpJg

AD/ecA7e3 p6EC3xJiR

VjoA

PQYfIBcLXF Eo2C/xBa3HD A

■AA3KVKTo

M553lH+nI2n

3w

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

MD5

MD5

MD5

Продолжение таблицы 2

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Part.xlsm

passport_part.xls

m

Smena.xlsm

Номер   версии   (идентификационный

номер) ПО

Цифровой     идентификатор     ПО

(контрольная сумма исполняемого кода)

BMWjJik4o3b

X1ePkYS96Ag

510rcZnOCjKg

Ud8lFQC9jw

w6WZILpOT0 /Cxm+G399d9 w

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)

ynu67qIaAj1i DLkBcQlVC

A

FbyWtZjQ5tr

kdGegG0QK

YA

UEBtg6GmsUj

fY94McAJ4eA

qF2dTemPiqpKF gkmZnUnIA

Алгоритм     вычисления

цифрового идентификатора ПО

MD5

MD5

MD5

MD5

Метрологические и 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.

±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 0,40

Диапазон плотности сырой нефти при +15 °С, кг/м3

от 895,0 до 935,0

Диапазон плотности пластовой воды при +15 °С, кг/м3

от 1000,0 до 1164,3

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, м33, 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

3,43

Продолжение таблицы 4

Наименование характеристики

Значение

Массовая доля смол селикагелевых, %, не более

14,54

Массовая доля асфальтенов, %, не более

5,87

Массовая доля парафинов, %, не более

8,2

Коэффициент динамической вязкости в рабочих условиях, мПа^с, не более

150

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

Знак утверждения типа 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) Ялтаусского месторождения, зав.№ 1242.1.00.00.000

-

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1242.1.00.00.000 РЭ

1 экз.

«ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения. Методика поверки» с изменением №1

НА.ГНМЦ.0223-18 МП

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0223-18 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского 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 методиках (методах) измерений

МН 775-2018 «Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика», ФР.1.28.2019.33481.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского 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

Общество с ограниченной ответственностью «Корпорация Уралтехнострой» (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: info@uralts.ru

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Тел.: (843) 567-20-10

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.




Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель