Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 "Крымский" ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 56441-14
Производитель / заявитель: ООО "Прайм Груп", г.Москва

Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский»

Скачать

56441-14: Описание типа СИ Скачать 104.9 КБ
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 56441-14
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 "Крымский" ООО "РН-Краснодарнефтегаз"
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2014
Методика поверки / информация о поверке МП 0075-14-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 106 п. 10 от 12.02.2014
Производитель / Заявитель

ООО "Прайм Груп", г.Москва

 Россия 


Назначение

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.

Описание

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 СМБ 400 (далее - СРМ), Госреестр № 45115-10;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - 1111), Госреестр № 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;

Лист № 2 Всего листов 5

-    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 1111 или передвижной установки трубопоршневой «Сапфир МН» 300 (далее

- передвижная ТПУ) в комплекте с НИ;

-    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.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (НО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «СУРГУТ-УНм», АРМ оператора СИКН на базе прикладного программного обеспечения Genesis 32) обеспечивает реализацию функций системы. НО 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 ИО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования НО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные НО

Идентификационное наименование НО

Номер версии (идентификационный номер) НО

Цифровой идентификатор НО (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие

идентификационные данные (если имеются)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора НО

Комплекс измерительновычислительный «СУРГУТ-УНм»

1.02 190613

A8F75404

-

CRC 32

АРМ оператора СИКН на базе прикладного программного обеспечения Genesis 32

6.11 290713

62683E5C

-

CRC 32

Защита НО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация НО 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».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Значение характеристики

Наименование 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, мм /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

-    при проведении измерений

-    при проведении поверки и КМХ

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

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

-    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».

Поверка

осуществляется 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 м /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 погреш-

33

ности измерений плотности ± 0,10 кг/м в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м ;

-    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*10 имп.

Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.

Сведения о 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 документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз»

Лист № 5 Всего листов 5

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 к применению

Смотрите также

Система технического диагностирования главных циркуляционных насосных агрегатов СТД ГЦНА-1391 (далее СТД ГЦНА) предназначена для измерения виброскорости, относительного зазора и частоты вращения ротора с целью определения технического состояния главн...
Default ALL-Pribors Device Photo
Комплекс измерительно-вычислительный коммерческого учета электроэнергии (ИВК) ОАО «Сетевая компания» (далее - ИВК) предназначен для автоматизированного сбора, хранения и обработки данных об измерениях активной и реактивной электроэнергии с аттестован...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Иркутской ТЭЦ ОАО «Иркутскэнерго». Этап III. ТЭЦ-генерация (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электр...
Анализаторы промышленные многопараметрические IQ с контроллерами D IQ/S 182 и M IQ (далее - анализаторы) предназначены для измерений состава и свойств природных, питьевых, промышленных и сточных вод: рН, ОВП (окислительно-восстановительного потенциал...