Приложение к свидетельству № 43247
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской
ЛПДС
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС
(далее – СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей ка-
чества нефти.
Описание средства измерений
Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений,
реализованным с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователя
плотности жидкости и системы обработки информации.
СИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и
импортного изготовления.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в
соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её со-
ставляющих.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измере-
ний показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки
(ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной по-
верочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает не-
контролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из трех рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий. В
каждой рабочей измерительной линии установлены: преобразователи расхода жидкости тур-
бинные, измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и тер-
мометры.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для
лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в
БИК осуществляется через пробозаборное устройств щелевого типа (рабочее или резерв-
ное), установленных на выходном коллекторе СИКН. В БИК установлены: два поточных
влагомера (рабочий и резервный), два преобразователя плотности жидкости измерительных
(рабочий и резервный), два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных
(рабочий и резервный), измерительные преобразователи давления и температуры нефти, ма-
нометры и термометры, ручное и два автоматических (рабочее и резервное) устройства для
отбора проб нефти из трубопровода, индикатор расхода.
Блок ТПУ состоит из стационарной ТПУ 1-го разряда и эталонной поверочной уста-
новки на базе эталонного мерника 1-го разряда, и обеспечивает поверку и контроль метроло-
гических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по ТПУ 1-го разря-
да. На входном и выходном коллекторах стационарной ТПУ установлены измерительные
преобразователи давления и температуры нефти.
Поверка стационарной ТПУ 1-го разряда производится по эталонной поверочной ус-
тановке на базе мерника 1-го разряда.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав
СОИ входят: два контроллера измерительных (рабочий и резервный), которые осуществляют
сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизирован-
ных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с аттестованным про-
граммным обеспечением, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
«Cropos»
Лист № 2
Всего листов 4
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки, в виде оттисков
поверительных клейм или наклеек, на средства измерений, входящих в состав СИКН, в соот-
ветствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме массы брутто и объемного расхода нефти;
- измерение в автоматическом режиме температуры, давления, влагосодержания и
плотности нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей рас-
хода жидкости турбинных по стационарной ТПУ 1-го разряда;
- контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидко-
сти турбинных по контрольно-резервному;
- поверку стационарной поверочной установки по эталонной установке на базе эта-
лонного мерника 1-го разряда;
- ручной и автоматический отбор проб нефти, ввод в СОИ результатов лабораторных
анализов проб нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов,
актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об
отказе системы и ее составных элементах).
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и
устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений.
Метрологически значимое программное обеспечение СИКН защищено от случайных или
непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
В контроллере измерительном Floboss S600 реализованы 10 уровней доступа: от 0
(высший) до 9 (нижний). Уровень доступа определяет, какие данные разрешается изменять.
Уровень 0 зарезервирован и не может быть установлен в качестве регистрационного уровня
для пользователей. Алгоритмы вычислений контроллера измерительного аттестованы (сви-
детельство № 1551014-06 от 12.12.2006 г., ФГУП «ВНИИР»).
В программном комплексе автоматизированного рабочего места оператора использует-
ся система разграничения доступа к различным функциям, настройкам, влияющим на цело-
стность результатов измерений, с 6 уровнями доступа: от уровня «Гость» (самый низкий
уровень доступа – просмотр, не требующий ввода пароля) до уровня «Администратор» (ре-
жим разработчика).
Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):
Идентификационное Идентификационный Цифровой иденти- Алгоритм вычисле-
наименование ПО номер версии ПО фикатор ПО (кон- ния цифрового иден-
трольная сумма)тификатора ПО
АРМ оператора
1.0.2.141480AA1 CRC32
Floboss S60005.428D830A6ACRC32
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среданефть по ГОСТ Р 51858;
Диапазон измерений объемного расхода, м
3
/ч от 380 до 2520;
Диапазон измерений температуры, °С от - 10 до +25;
Диапазон измерений давления, МПа от 0,25 до 1,6;
Диапазон измерений плотности нефти, кг/м
3
от 750 до 950; Диапазон
измерений массовой доли воды, % до 1,0; Пределы
допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С±0,2; Пределы
допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %±0,5; Пределы
допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м
3
±0,3;
Лист № 3
Всего листов 4
±0,05;
±0,25;
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объем-
ной доли воды в нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто
нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто
нефти, %
±0,35.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Кол. (шт.)
2
2
1
2
2
2
Комплектность средства измерений
Наименование (номер по Госреестру средств измерений)
Контроллер измерительный Floboss S 600 (№ 38623-08)
Преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N модели 250-
2000 (№ 15427-06)
Счетчик (преобразователь) жидкости лопастной модели М16-S3 (№ 12749-05)
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (№ 14557-05)
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835
(№ 15644-06)
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827
(№ 15642-06)
Преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04)
Датчик температуры 644 (№ 39539-08)
Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (№ 20054-06)
Устройство пробозаборное щелевого типа по ГОСТ 2517
Автоматический пробоотборник Cliff Mock True Cut 2”
Ручной пробоотборник «Стандарт-Р»
Манометр МПТИ (№ 37047-08)
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (№ 303-91)
Автоматизированное рабочее место оператора
Инструкция по эксплуатации
Методика поверки
Паспорт
6
5
1
1
2
1
16
10
2
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показате-
лей качества нефти № 449 Омской ЛПДС. Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП
ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 01.10.2010 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета неф-
ти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти
УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного обо-
рудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Межповерочный интервал - 1 год.
Лист № 4
Всего листов 4
Сведения о методиках (методах) измерений
Выполнение измерений массы нефти производят в соответствии с методикой измере-
ний регламентированной в документе МН 05С-2009 «ГСИ. Масса нефти. Методика выпол-
нения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 449 Ом-
ской ЛПДС», аттестованной ФГУ «Татарстанский центр сертификации, стандартизации и
метрологии», ФР.1.29.2010.07126.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количе-
ства и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС
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 обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ОАО «Нефтеавтоматика»
450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
тел/факс (347) 228-81-70
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Голов-
ной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, зарегистрирован в
Государственном реестре средств измерений под № 30141 - 10 от 01.03.2010 г.
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Тел/факс: (843) 295-30-46; 295-30-47; 295-30-96
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru, www.nefteavtomatika.ru
Заместитель Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииВ.Н. Крутиков
М.П.«___» ________2011г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.