Untitled document

Приложение к свидетельству № 40013

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 499 на ПСП при

Московском НПЗ

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 499 на ПСП при Мос-

ковском НПЗ (далее – система) предназначена для измерений массы брутто и показателей каче-

ства нефти при учетных операциях между Рязанским РНУ АО «Транснефть – Верхняя Волга» и

ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ».

Система смонтирована и эксплуатируется на территории ОАО «Газпромнефть - Мос-

ковский НПЗ».

Описание средства измерений

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамиче-

ских измерений массы брутто нефти с помощью ультразвуковых преобразователей объемного

расхода (далее – преобразователи расхода), преобразователей плотности, преобразователей вяз-

кости, температуры, давления и измерительно-вычислительного комплекса. Выходные сигналы

измерительных преобразователей величин поступают на соответствующие входы измеритель-

но-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по

реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроекти-

рованной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного из-

готовления и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества

нефти, блока фильтров, узла подключения передвижной поверочной установки для поверки

стационарной трубопоршневой установки, системы обработки информации и системы дренажа.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в

соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационной документацией ее ком-

понентов.

Система состоит из измерительных каналов объемного расхода нефти, температуры,

избыточного давления, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти, объ-

ёмной доли воды, плотности нефти, вязкости нефти, основными компонентами которых явля-

ются:

– счетчики ультразвуковые ALTOSONIC V, Госреестр № 18656-04;

– расходомер ультразвуковой OPTISONIC 6300, Госреестр № 33604-06;

– датчики температуры 644, Госреестр № 39539-08;

– преобразователи избыточного давления 3051 TG, Госреестр № 14061-04;

– преобразователи разности давления 3051 CD, Госреестр № 14061-04;

– влагомер нефти поточный модели УДВН-1пм, Госреестр № 14557-05;

– преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, Госреестр

№ 15644-06;

– преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7827, Госреестр №

15642-06 в комплекте с вычислителем расхода жидкости и газа модели 7951, Госреестр №

15645-06;

– контроллеры измерительные FloBoss S600, Госреестр № 38623-08 c аттестованным

программным обеспечением «OZNA-Flow v.2.0» (свидетельство о метрологической аттестации

№ 208014-09 от 12 ноября 2009 г., утвержденное ГНМЦ ФГУП «ВНИИР») и защитой от не-

санкционированного доступа системой паролей и нанесением поверительного клейма на кон-

верт с паролем «Поверитель»;

– контроллер программируемый SIMATIC S7-400, Госреестр № 15773-06;

Лист № 2

Всего листов 5

– контроллер программируемый SIMATIC S7-300, Госреестр № 15772-06;

– компьютер автоматизированного рабочего места оператора системы с аттестованным

программным комплексом «OZNA-Flow v.2.0»;

В состав системы входят показывающие средства измерений:

– манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63;

– манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-04;

– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.

Для поверки и контроля метрологических характеристик (МХ) преоразователей расхо-

да применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную, Госреестр № 20054-

06.

Состав и технологическая схема системы обеспечивает выполнение следующих функ-

ций:

- автоматизированное измерение объема и массы брутто нефти косвенным методом ди-

намических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вяз-

кости нефти;

- автоматическое измерение температуры и избыточного давления нефти, плотности,

вязкости нефти, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в блоке измерений показате-

лей качества нефти;

– вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовой

доли воды, массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей, получен-

ных в испытательной лаборатории или массовой доли воды, измеренной влагомером;

– возможность проведения поверки и контроля МХ преобразователей расхода комплек-

том трубопоршневой поверочной установки и преобразователя плотности (ПП);

– возможность проведения поверки и контроля МХ ПП с применением эталонного

плотномера или переносной пикнометрической установки;

– автоматическое и ручное управление измерительными линиями;

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

зацию нарушений установленных границ;

– автоматический и ручной отбор проб;

– автоматическое управление пробоотбором;

– контроль состояния и работоспособности оборудования, средств измерений и автома-

тики системы сбора и обработки информации;

– сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;

– регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов,

актов;

– защиту системной информации от несанкционированного доступа программными

средствами.

Программное обеспечение (ПО)

Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss S600, ав-

томатизированное рабочее место (АРМ) оператора системы на базе программного комплекса

«OZNA-Flow v.2.0») 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 из-

мерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные

данные указаны в таблице 1.

Лист № 3

Всего листов 5

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные дан-

ные (признаки)

VxWorks

05.33

05.55

b9af

6519

9F8416AE

Значение

ПО контроллера

измерительного

FloBoss S600

(основного)

ПО контроллера

измерительного

FloBoss S600

(резервного)

ПО АРМ

оператора

«OZNA-Flow

v.2.0»

OZNA-Flow

v.2.0

OZNA-Flow

v.2.0

Идентификационноена-

именование ПО

Номер версии (идентифи-

кационный номер) ПО

Цифровойидентификатор

ПО (контрольная сумма ис-

полняемого кода)

Другиеидентификацион-

ные данные (если имеются)

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-

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 от непреднамеренных и предна-

меренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 – 2014

«ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программ-

ного обеспечения»

Метрологические и технические характеристики

Рабочий диапазон расхода, м

/чот 310 до 1870

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности изме-

рений температуры рабочей среды,

±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности из-

мерений избыточного давления рабочей среды, %

±0,5

Пределы допускаемой основной абсолютной погреш-

ности измерений плотности рабочей среды, кг/м

±0,3

Пределы допускаемой основной абсолютной погреш-

±0,05

Лист № 4

Всего листов 5

ности измерений объемной доли воды в нефти, %

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858–

2002 «Нефть. Общие

технические условия»

Рабочий диапазон избыточного давления рабочей сре-

ды, МПа

от 0,2 до 0,6

Рабочий диапазон температуры рабочей среды,

от 2 до 30

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м

от 850 до 890

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Количество измерительных линий, шт.

3 (2 рабочие, 1 резервная)

Режим работы системы

непрерывный

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность средства измерений

– единичный экземпляр системы в составе согласно инструкции по эксплуатации;

– инструкция по эксплуатации системы;

– «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти

№ 499 на ПСП при Московском НПЗ. Методика поверки» с изменениями №1.

Поверка

осуществляется по инструкции «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества

нефти № 499 на ПСП при Московском НПЗ. Методика поверки» с изменениями №1,

утвержденной ФГУП «ВНИИР».

Основные средства поверки (рабочий эталон):

– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная «Daniel», верхний предел из-

мерений 1100 м

/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

««ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и

показателей качества нефти № 499 на ПСП при Московском НПЗ»» (свидетельство об

аттестации № 01.00257-2013/4809-15 от 27.02.2015, номер в федеральном информационном

фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.19544).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества

и показателей качества нефти № 438 на ПСП при Московском НПЗ.

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

дикам выполнения измерений».

2 «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением

систем измерений количества и показателей качества нефти»

Лист № 5

Всего листов 5

Изготовитель

ООО «НПП «ОЗНА-Инжиниринг», ИНН 0278096217.

Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, пр. Салавата Юлаева, д. 89.

Тел.: +7 (347) 292-79-10, 292-79-11, 292-79-10, факс: +7 (347) 292-79-15.

Испытательный центр

Центр испытаний средств измерений Федеральное государственное унитарное пред-

приятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ЦИ СИ ФГУП

«ВНИИР»).

Адрес:420088г.Казань,ул.2-яАзинская,7А,тел.:(843)272-70-62,

факс: (843) 272-00-32, e-mail:

office@vniir.org

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

измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.«____» ___________ 2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru