Untitled document

Приложение к свидетельству № 45107

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервная система измерений количества и показателей качества нефти

НПС «Тайшет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод»

Назначение средства измерений

Резервная система измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тай-

шет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод» (далее – система) предназначена для авто-

матических измерений массы брутто и показателей качества нефти при осуществлении това-

рообменных операций между ОАО «Транссибнефть» и ООО «Востокнефтепровод» при отказе

основной системы измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тайшет» Ир-

кутского РНУ ООО «Востокнефтепровод» (далее – основная система).

Описание средства измерений

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамиче-

ских измерений массы брутто нефти с помощью ультразвукового преобразователя объемного

расхода. Выходные электрические сигналы с ультразвукового преобразователя объемного

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 измерительной ли-

нии, пробозаборного устройства щелевого типа, системы обработки информации и системы

дренажа учтенной нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объ-

екте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему

и ее компоненты.

Система состоит из одного рабочего измерительного канала объема нефти, а также

измерительных каналов температуры и давления, в которые входят следующие средства из-

мерений:

– расходомер UFM 3030 (далее – УЗР), Госреестр № 32562-09;

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

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

с преобразователями измерительными 644, Госреестр № 14683-09.

В систему обработки информации системы входят:

– контроллер измерительный FloBoss S600, Госреестр № 38623-08, свидетельство

ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12.12.2006;

– автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы на базе комплекса

программного «OZNA-Flow v.2.1», свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного

обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11 от 31.03.2011 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

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

– термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1 и № 2, Госреестр № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических

измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;

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

вающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

– проведение поверки и контроля метрологических характеристик УЗР с применени-

ем установки поверочной трубопоршневой двунаправленной (далее – стационарная ТПУ)

фирмы «Daniel Measurement and Control Inc./Division of Emerson Process Mаnagement», США,

Лист № 2

всего листов 5

и преобразователей расхода жидкости турбинных HELIFLU TZ250-2000N (далее – ТПР) (3

шт.), входящих в состав основной системы;

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

тепродукты. Методы отбора проб»;

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

лизацию нарушений установленных границ;

– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

ОЗНА-Flow

Наименование ПО

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

плекс программный «OZNA-Flow v.2.1») обеспечивает реализацию функций системы. ПО

системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая

хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку,

хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического про-

цесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, проце-

дуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройст-

вами (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

Идентифика- Номер версии Цифровой иденти-Алгоритм вы-

ционное на-(идентифика-фикатор ПО (кон- числения циф-

именование ционный но- трольная сумма ис- рового иденти-

ПОмер) ПОполняемого кода)фикатора ПО

Linux Bi-

nary.app

06.09c-CRC 32

ПО контроллера изме-

рительного FloBoss S600

ПОкомплексапро-

граммного «OZNA-Flow

v.2.1»

v 2.164C56178CRC 32

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-

ние его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентифика-

ции, 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

установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения журнала событий, дос-

тупного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для поль-

зователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО систе-

мы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требова-

ниям 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 непред-

намеренных 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».

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таб-

лице 2.

Лист № 3

всего листов 5

Таблица 2

Наименование характеристики

Измеряемая среда

Значение характеристики

Нефть по ГОСТ Р 51858-

2002 «Нефть. Общие тех-

нические условия»

От 400 до 4930

От 815 до 885

Рабочий диапазон расхода, м

/ч

Количество измерительных линий, шт.

Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м

Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды

при 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, мм

/с (сСт)

От 2 до 60

4,0

5,1

От минус 5 до 40

1,0

Верхний предел рабочего диапазона избыточного давления изме-

ряемой среды, МПа

Максимальное расчетное избыточное давление измеряемой сре-

ды, МПа

Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, ºС

Массовая доля воды, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плот-

ности измеряемой среды, кг/м

± 0,3

± 1,0

± 0,05

± 0,2

± 0,5

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений ди-

намической вязкости измеряемой среды, %

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности изме-

рений объемной доли воды в измеряемой среде, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измере-

ний температуры измеряемой среды, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений дав-

ления измеряемой среды, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы брутто нефти, %

Средний срок службы системы, не менее

Напряжение питания, В

± 0,56

8 лет

380 (3-х фазное, 50 Гц)

220±22 (однофазное, 50 Гц)

От минус 42 до 35

От18 до 35

Климатические условия эксплуатации системы:

– температура окружающего воздуха, °С

– температура воздуха в помещениях, где установлено оборудо-

вание системы, °С

– относительная влажность воздуха в помещениях, где установ-

лено оборудование системы, %

– относительная влажность окружающего воздуха, %

– атмосферное давление, кПа

От 45 до 80

От 84 до 106

Знак утверждения типа

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

пографским способом.

Комплектность средства измерений

– резервная система измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тай-

шет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод», 1 шт., заводской № 102;

– инструкция по эксплуатации системы;

– инструкция «ГСИ. Резервная система измерений количества и показателей качества

нефти НПС «Тайшет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод». Методика поверки».

Лист № 4

всего листов 5

Поверка

осуществляется по документу МП 48770-11 «Инструкция. ГСИ. Резервная система измерений

количества и показателей качества нефти НПС «Тайшет» Иркутского РНУ ООО

«Востокнефтепровод». Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 17 декабря 2010 г.

Основные средства поверки:

– стационарная ТПУ с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода

1775 м

/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % при поверке с

применением поверочной установки на базе эталонных мерников 1-го разряда или ± 0,1 % при

поверке с применением передвижной трубопоршневой поверочной установки;

– ТПР, входящие в состав блока измерительных линий основной системы и

используемые в качестве компаратора, с диапазоном измерений объемного расхода

измеряемой среды от 200 до 2000 м

/ч и пределами допускаемой относительной погрешности

± 0,15 %;

– контроллер измерительный FloBoss S600, пределы допускаемой относительной

погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения объема, расхода и

массы нефти, пределы допускаемой относительной погрешности измерений расхода, объема,

массы жидкости:

0,01 %, пределы допускаемой основной приведенной погрешности

измерения силы тока:

0,04 %;

– 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.;

модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых

°С, пределы допускаемой абсолютной погрешности

– калибратор температуры

температур от минус 40 °С до 155

±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.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в МИ 3137-2008 «Рекомендация. ГСИ. Масса нефти.

Методика выполнения измерений по резервной схеме учёта системы измерений количества и

показателей качества нефти НПС «Тайшет» Иркутского РНУ» (свидетельство об аттестации

МВИ № 117809-08 от 20.06.2008)

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к резервной

системе измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тайшет» Иркутско-

го РНУ ООО «Востокнефтепровод»

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

объема и массы жидкости».

2 Техническая документация 0217.00.00.000 «Cистема измерений количества и пока-

зателей качества нефти. Иркутское РНУ НПС «Тайшет».

Лист № 5

всего листов 5

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций, вы-

полнение работ по расфасовке товаров.

Изготовитель

ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»

Юридический адрес: 450071, г. Уфа, проспект С. Юлаева, 89

Почтовый адрес: 450071, г. Уфа, проспект С. Юлаева, 89

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

Испытательный центр

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

дарственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт

расходометрии» (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 метрологииЕ.Р. Петросян

М.П.«____» ___________ 2011 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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