Untitled document

Приложение к свидетельству № 43245

об утверждении типа средства измерений

лист № 1

всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти

ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТ-

ПЕТРО» (далее – система) предназначена для автоматических измерений массы брутто и пока-

зателей качества нефти на ПСП «Мусюршор».

Описание средства измерений

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических

измерений массы брутто нефти с помощью 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 измерительных

линий, блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), блока поверочной установ-

ки, узла подключения поверяемых преобразователей расхода, системы дренажа и системы об-

работки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте

эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее

компоненты.

Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных

каналов массы нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, раз-

ности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят сле-

дующие средства измерений:

– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с измери-

тельными преобразователями 2700 (далее – СРМ), Госреестр № 13425-06;

– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее – ПП), Госре-

естр № 15644-06;

– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;

– термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-05, с

преобразователями измерительными 644Н, Госреестр № 14683-09;

– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм исполнения т2, Госреестр №14557-05;

– расходомер UFM 3030 модификации UFM 3030К, Госреестр № 32562-09;

– контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, свиде-

тельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» об аттестации алгоритма и программного

обеспечения средств измерений № 2301-05м-2009 от 15 октября 2009 г.;

– контроллер программируемый логический PLC Modicon, Госреестр № 18649-07;

– автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы (основное и резервное).

В состав системы входят показывающие средства измерений:

– манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;

– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, Госреестр № 303-91.

Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) СРМ ис-

пользуется установка поверочная SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S (далее – ПУ), Госре-

естр № 44420-10, в комплекте с турбинным преобразователем расхода и ПП.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

лист № 2

всего листов 6

24.75.01

EBE1

24.75.01

EBE1

По ГОСТ Р 34.11

24.75.01

EBE1

По ГОСТ Р 34.11

1.5.0.1

По ГОСТ Р 34.11

– автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измере-

ний в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;

– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих

средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

– проведение КМХ рабочих СРМ с применением контрольно-резервного СРМ;

– проведение поверки КМХ СРМ с применением ПУ;

– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепро-

дукты. Методы отбора проб»;

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

цию нарушений установленных границ;

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

актов;

– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программноеобеспечение(ПО)системы(контроллерыизмерительно-

вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, контроллер программируемый логический

PLC Modicon, Госреестр № 18649-07, и операторские станции на базе ПО «RATE АРМ опера-

тора УУН», свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 802-08) обеспечивает реа-

лизацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологи-

чески не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществ-

ляющие 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

Номер версииЦифровой идентифи-Алгоритм вычис-

НаименованиеИдентификационное на- (идентификаци- катор ПО (контроль-ления цифрового

ПОименование ПОонный номер)ная сумма исполняе-идентификатора

ПО мого кода) ПО

По ГОСТ Р 34.11-94

«Информацион-ная

технология.

Криптографическая

защита информа-

ции. Функция хэ-

ширования»

ПО контроллера Алгоритмы вычислений и

измерительно- программа обработки ре-

вычислительного зультатов измерений объема

OMNI 6000 (основ- и массы нефти и нефтепро-

ной) дуктов, определения метро-

логических характеристик

преобразователя расхода

ПОконтроллера Алгоритмы вычислений и

измерительно-программа обработки ре-

вычислительногозультатов измерений объема

OMNI 6000 (ре- и массы нефти и нефтепро-

зервный)дуктов, определения метро-

логическиххарактеристик

преобразователя расхода

ПО контроллера Алгоритмы вычислений и

измерительно- программа обработки ре-

вычислительного зультатов измерений объема

OMNI 6000 (пове- и массы нефти и нефтепро-

рочный) дуктов, определения метро-

логических характеристик

преобразователя расхода

ПО «RATE АРМ«Rate АРМ оператора УУН»

оператора УУН» РУУН 2.1-07 АВ

7cc3c6f61

e77643578b3dd

b1b5079a0b7e

f1d5921e

5789ffd40

e261c67

18ecce

лист № 3

всего листов 6

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-

ние его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации,

защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе опера-

торской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры,

относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет со-

бой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-

тановленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения журнала событий, доступ-

ного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользовате-ля

закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обес-

печивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реа-

лизованных 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».

Метрологические и 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

Наименование характеристикиЗначение характеристики

Измеряемая среда

Рабочий диапазон расхода, т/ч

Количество измерительных линий, шт.

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002

«Нефть. Общие технические

условия»

от 113 до 226

3 (2 рабочих,

1 контрольно-резервная)

От 863 до 900

От 5,6 до 5,9

От 40 до 65

0,5

± 0,3

± 0,05

± 0,2

± 0,5

± 0,25

8 лет

Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м

Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа

Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, ºС

Массовая доля воды, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой

среды, кг/м

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной до-

ли воды в измеряемой среде, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры

измеряемой среды, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой

среды, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти,

Средний срок службы системы, не менее

Параметры электропитания:

– напряжение переменного тока, В

380 (3-х фазное,

50 Гц)

От минус 53 до 34

Климатические условия эксплуатации системы:

– температура окружающего воздуха, °С

– температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С, не менее

– относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование

системы, %

– относительная влажность окружающего воздуха, %

– атмосферное давление, кПа

От 45 до 80

От 84 до 106

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции

по эксплуатации системы типографским способом. При этом указывают номер свидетельства

об утверждении типа системы и дату его выдачи.

лист № 4

всего листов 6

Комплектность средства измерений

– система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТ-

ПЕТРО», 1 шт., заводской № 01;

– инструкция по эксплуатации системы;

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

ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки».

Поверка

осуществляется в соответствии с инструкцией «ГСИ. Система измерений количества и

показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки», утвержденной

ФГУП «ВНИИР» в ноябре 2010 г.

Основные средства поверки:

– установка поверочная SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S с диапазоном измерений

объемного расхода измеряемой среды от 0,473 до 568 м

/ч, пределами допускаемой

относительной погрешности ± 0,05 %;

– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 с диапазоном

измерений от 300 до 1100 кг/м

и пределами допускаемой абсолютной погрешности

0,3 кг/м

;

– контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, пределы допускаемой

относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения

массы продукта ± 0,005 %;

– 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.;

– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур

от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

– калибратор давления АРС 03, диапазон измерений от 0 до 200 бар, приведенная

погрешность ± 0,05 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Для измерения массы нефти применяют прямой метод динамических измерений массы

брутто нефти, приведенный в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измере-

ний системой измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТ-

РО» (свидетельство об аттестации МВИ № 2550-04-2010 от 08 июня 2010 г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества

и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

1 ГОСТ Р 51858-2002 «ГСИ. Нефть. Общие технические условия».

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

дикам выполнения измерений».

3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-

новные положения».

4 ГОСТ Р 8.625-2006 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля.

Общие технические требования и методы испытаний».

5 ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

6 ГОСТ 28498-90 «Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы

испытаний».

7 ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений».

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

систем измерений количества и показателей качества нефти».

лист № 5

всего листов 6

9 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений

объема и массы жидкости».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «ИМС Индастриз»

Юридический адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А

Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А

Тел.: (495) 221-10-50, факс: (495) 221-10-51

Сведения об испытательном центре

Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) Федеральное госу-

дарственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт рас-

ходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

Юридический адрес: Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А

Тел.: 8 (843) 272-70-62, факс: 8 (843) 272-00-32, e-mail:

vniirpr@bk.ru

Регистрационный номер 30006-09.

Заместитель руководителя

Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологииВ.Н. Крутиков

М.П.«____» ___________ 2010 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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