Номер по Госреестру СИ: 56441-14
56441-14 Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 "Крымский" ООО "РН-Краснодарнефтегаз"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти, поступающей из двух разных нефтегазоносных горизонтов (IV горизонт и V-VI горизонты) и имеющей сильно отличающиеся по показателям свойства, по промысловым трубопроводам при проведении учетных операций между сдающей (ООО «РН-Краснодарнефтегаз») и принимающей (ОАО «Черномортранснефть») сторонами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «СУРГУТ-УНм», АРМ оператора СИКН на базе прикладного программного обеспечения Genesis 32) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Другие идентификационные данные (если имеются) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Комплекс измерительновычислительный «СУР-ГУТ-УНм» |
1.02 190613 |
A8F75404 |
- |
CRC 32 |
АРМ оператора СИКН на базе прикладного программного обеспечения Genesis 32 |
6.11 290713 |
62683E5C |
- |
CRC 32 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, отно
Лист № 3 Всего листов 5 сящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз» (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/69014-13 от 14 мая 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14970).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский » ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
-
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
-
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.»
-
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений - осуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 0075-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Методика поверки.», утвержденной ФГУП ВНИИР 02 сентября 2013 г.
Основные средства поверки:
-
- Установка трубопоршневая «Сапфир МН» 500 (далее - ТПУ), верхний предел измерений объемного расхода 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.
-
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
-
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
-
- установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;
-
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*108 имп.
Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Прайм Груп» (ООО «Прайм Груп») Юридический адрес: 123298, г. Москва, ул. 3-я Хорошевская, д. 12.
Тел./Факс: (499) 579-77-01/02, e-mail: info@primegroup.ru
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Научно производственное предприятие «ГКС» (ООО «НПП «ГКС»)
Юридический адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50. Почтовый адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Московская, д. 35. Тел.: +7 (843) 221-70-00; факс: +7 (843) 221-70-01
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»).Юридический адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7а.
Тел. +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32, e-mail: office@vniir.org.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из четырех (двух рабочих, двух резервных) измерительных каналов массы брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
-
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации СMF 400 (далее - СРМ), Госреестр № 45115-10;
-
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-06;
-
- датчики давления Метран-55, Госреестр № 18375-08;
-
- датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-08;
-
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ-205, Госреестр № 15200-06;
-
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ-276, Госреестр № 21968-11;
-
- расходомер-счетчик ультразвукой многоканальный УРСВ «Взлет-МР», Госреестр № 28363-04.
В систему обработки информации системы входят:
-
- комплекс измерительно-вычислительный «СУРГУТ-УНм», Госреестр № 25706-08, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения от 14 июня 2013 г. № № 011/ВЯ-2013;
-
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора СИКН на базе прикладного программного обеспечения Genesis 32.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
-
- манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;
-
- манометры дифференциальные сильфонные показывающие ДСП -160, Госреестр № 11433-91;
-
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
-
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;
-
- автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории;
-
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
-
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки СРМ с применением стационарной установки трубопоршневой «Сапфир МН» 500 (далее - стационарная ТПУ) в комплекте с ПП или передвижной установки трубопоршневой «Сапфир МН» 300 (далее - передвижная ТПУ) в комплекте с ПП;
-
- ручное и автоматизированное управление запорной и регулирующей арматурой;
-
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
-
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
-
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
-
- Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз», 1 шт., заводской № 017;
-
- Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз»;
-
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Методика поверки. МП 0075-14-2013».
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2. Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристики |
Значение характеристики | |
IV горизонт |
V-VI горизонты | |
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ |
Р 51858-2002 |
Диапазон расхода через СИКН, т/ч: - минимальный |
90 | |
- максимальный |
350 | |
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
От 25 до 60 |
От 2,5 до 6 |
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 -при минимальной в течение года температуре измеряемой среды |
От 870 до 930 |
От 810 до 840 |
- при максимальной в течение года температуре измеряемой среды |
От 840 до 900 |
От 790 до 820 |
Суммарные потери давления при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: |
0,2 | |
|
0,4 | |
Диапазон избыточного давления, МПа |
От 0,1 до 0,9 | |
Диапазон температуры, °С |
От плюс 5 до плюс 30 | |
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 | |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 | |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 | |
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 | |
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
10 | |
Массовая доля серы, %, не более |
0,6 | |
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) | |
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более |
40 | |
Содержание свободного газа |
Не допускается | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
± 0,25 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности изме- |
± 0,35 |
рений массы нетто нефти, % | |
Режим работы СИКН |
Постоянный, автоматизированный |