ГРСИ 56441-14: Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 "Крымский" ООО "РН-Краснодарнефтегаз" Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
56442-14

Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 "Крымский" ООО "РН-Краснодарнефтегаз" Нет данных, ГРСИ 56441-14

Смотреть ГРСИ
56440-14

Номер госреестра:

56441-14

Наименование СИ:

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

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Прайм Груп", г.Москва

Межповерочный интервал:

1 год

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 017

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 54053

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

ООО «РН-Краснодарнефтегаз»

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 горизон-

тов (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 средства измерений

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических

измерений массы нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные элек-

трические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие вхо-

ды измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу

брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-

значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока

измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), сис-

темы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены

непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной до-

кументацией 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, разно-

сти 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 про-

граммного 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 изме-

рений 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 при-

месей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытатель-

ной лаборатории;

– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-

щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки СРМ с приме-

нением 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 нефте-

продукты. Методы отбора проб»;

– автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализа-

цию нарушений установленных границ;

– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

1.02 190613

6.11 290713

Номер версии

мер) ПО

(контрольная

кационные

цифрового

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный

«СУРГУТ-УНм», АРМ оператора СИКН на базе прикладного программного обеспечения Gene-

sis 32) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически

значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и под-

программы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу ре-

зультатов 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 пара-

метров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны

в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО

Цифровой иден-ДругиеАлгоритм

Идентификационное на-(идентифика-

тификатор ПО идентифи- вычисления

именование ПОционный но-

сум

ма исполняе-данные (ес-идентифика-

мого кода) ли имеются) тора ПО

A8F75404-CRC 32

Комплекс измерительно-

вычислительный «СУР-

ГУТ-УНм»

АРМ оператора СИКН на

базе прикладного про-

граммного обеспечения

Genesis 32

62683E5C-CRC 32

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение

его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, за-

щиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе оператор-

ской 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 ус-

тановленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного

только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-

крыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечи-

вается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализо-

ванных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал со-

бытий, 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 «Рекоменда-

ция. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях

средств измерений в целях утверждения типа».

Метрологические и технические характеристики

0,2

V-VI

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

горизонты

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002

350

От 25 до 60От 2,5 до 6

От 870 до 930От 810 до 840

От 840 до 900От 790 до 820

0,4

От 0,1 до 0,9

От плюс 5 до плюс 30

1,0

100

0,05

6,0

0,6

66,7 (500)

Не допускается

Измеряемая среда

Диапазон расхода через СИКН, т/ч:

– минимальный

– максимальный

Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в

рабочем диапазоне температуры, мм

/с (сСт)

Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м

–при минимальной в течение года температуре измеряемой

среды

– при максимальной в течение года температуре измеряе-

мой среды

Суммарные потери давления при максимальном расходе и

максимальной вязкости, МПа, не более:

– при проведении измерений

– при проведении поверки и КМХ

Диапазон избыточного давления, МПа

Диапазон температуры, ºС

Массовая доля воды, %, не более

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм

, не более

Массовая доля механических примесей, %, не более

Массовая доля парафина, %, не более

Массовая доля сероводорода, млн

-1

(ppm), не более

Массовая доля серы, %, не более

Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн

-1

(ppm), не более

Содержание свободного газа

Пределы допускаемой относительной погрешности изме-

рений массы брутто нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности изме-

± 0,25

± 0,35

Лист № 4

Всего листов 5

рений массы нетто нефти, %

Режим работы СИКН

Постоянный,

автоматизированный

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-

графским способом.

Комплектность средства измерений

– Система измерений количества и показателей качества trial № 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 измере-

ний объемного расхода 500 м

/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.

– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от

минус 20 ºС до 155 ºС, пределы допускаемой абсолютной погрешности

0,04 ºС;

– 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 преде-ла

измерений; внешний модуль давления – нижний предел воспроизведения давления 0 бар,

верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешно-

сти ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

– установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погреш-

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

погрешностивоспроизведенийчастотыипериодаследованияимпульсов

5×10

-4

в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности вос-

произведений количества импульсов в пачке

2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10

имп.

Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указан-

ных.

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 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. Ос-

новные положения.»

3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-

дикам выполнения измерений».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.

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

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-

исследовательский 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

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.

Ф.В. Булыгин

Заместитель Руководителя

Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

М.п.«____» ___________ 2014 г.

Приложение к свидетельству № 54053

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

ООО «РН-Краснодарнефтегаз»

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 горизон-

тов (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 средства измерений

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических

измерений массы нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные элек-

трические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие вхо-

ды измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу

брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-

значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока

измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), сис-

темы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены

непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной до-

кументацией 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, разно-

сти 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 про-

граммного 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.

Лист № 2

Всего листов 5

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– автоматическое измерение trial брутто нефти прямым методом динамических изме-

рений 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 при-

месей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытатель-

ной лаборатории;

– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-

щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки СРМ с приме-

нением 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 нефте-

продукты. Методы отбора проб»;

– автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализа-

цию нарушений установленных границ;

– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

1.02 190613

6.11 290713

именование ПО

ционный но-

мер) ПО

тификатор ПО

идентифи-

вычисления