Приложение к свидетельству № 45879
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе
"Усть-Луга"
Назначение типа средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) № 104 на нефте-
базе "Усть-Луга" (далее – система) предназначена для автоматических измерений массы и по-
казателей качества нефти на нефтебазе "Усть-Луга" "Балтийской трубопроводной системы.
БТС-2".
Описание средства измерений
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроекти-
рованной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного из-
готовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуата-
ции в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компо-
нентов.
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамиче-
ских измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода турбинных и преобразова-
телей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода турбинных, температуры, дав-
ления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соот-
ветствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600, который преобразует их и вы-
числяет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из блока измерительных линий (четыре измерительных канала объёма
нефти), резервного блока измерительных линий (четыре измерительных канала объёма нефти),
блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией (один кон-
трольный измерительный канал объёма нефти), блока измерений показателей качества нефти
(измерительные каналы температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в
нефти).
Особенностью конструкции системы является использование резервного блока измери-
тельных линий, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной
линией для СИКН № 104, СИКН № 731, СИКН № 732.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM, зарегистрирован в Государст-
венном реестре средств измерений под № trial-06;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, зарегистрирован в
Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, зареги-
стрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
- вычислители расхода жидкости и газа модели 7951, зарегистрирован в Государствен-
ном реестре средств измерений под № 15645-06
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре
средств измерений под № 14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, зарегистрирован в Государственном
реестре средств измерений под № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, зарегистрирован в Госу-
дарственном реестре средств измерений под № 22257-05, с измерительными преобразователями
644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;
- манометры для точных измерений типа МТИ, зарегистрирован в Государственном
реестре средств измерений под № 1844-63;
лист № 2
всего листов 5
Наименование
ПО
Номер версии
(идентификаци-
онный номер)
мого кода)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, зарегистрирован в Государст-
венном реестре средств измерений под № 303-91;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Государ-
ственном реестре средств измерений под № 23520-07;
- контроллеры измерительные FloBoss S600, зарегистрирован в Государственном рее-
стре средств измерений под № 38623-08.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и объёмного расхода нефти в ра-
бочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в
нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брут-
то нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей,
массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, вязкости, объем-
ной доли воды в нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установ-
кой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss
S600 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора СИКН № 104. ПО обеспечивает
реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метро-
логически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуще-
ствляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений
параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая
хранит процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийны-
ми устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-
ние его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения, идентификации,
защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице
Цифровой иден-
Идентификацион-тификатор ПО
ное наименование (контрольная
ПО
ПО
сумма исполняе-
фикатора ПО
№ 104
ПО
ПО контроллера
измерительногоvxworks
05.33_feb_16_20075105
CRC16
FloBoss S600
ПО АРМ опера-
тора СИ
К
Н
"OZNA-Flow"
v 2.1
74CB64B8
C
RC
32
ПО имеет:
- свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений контроллера измерительного
FloBoss S600 № 15510114-06, выданное ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г.;
- свидетельство об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабо-
чего места оператора № 40014-11, выдано ФГУП ВНИИР 31.03.2011 г.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-
тановленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чте-
ния журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя
закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспе-
чивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реали-
лист № 3
всего листов 5
зованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал
событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены
от любых искажений путем кодирования. ПО системы имеет уровень защиты C (в соответствии
с МИ 3286–2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее
уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).
Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики
Измеряемая среда
Нефть по ГОСТ Р 51858–2002 "Нефть.
Общие технические условия"
1,6
От 830 до 870
От 2 до 60
1,0
± 0,2
± 0,5
Пределы допускаемой абсолютной погреш-
ности измерений плотности, кг/м
3
± 0,36
± 1,0
± 0,05
± 0,25
От 800 до 5600
От 0 до 40
Объёмный расход, м
3
/ч
Температура измеряемой среды, ˚С
Максимальное давление в системе, МПа, не
более
Плотность измеряемой среды при темпера-
туре 20˚С и избыточном давлении равным нулю,
кг/м
3
Кинематическая вязкость измеряемой среды
в рабочем диапазоне температуры, сСт
Массовая доля воды в измеряемой среде, %,
не более
Пределы допускаемой абсолютной погреш-
ности измерений температуры, ˚С
Пределы допускаемой приведенной погреш-
ности измерений избыточного давления, %
Пределы допускаемой приведенной погреш-
ности измерений кинематической вязкости, %
Пределы допускаемой основной абсолютной
погрешности измерений объемной доли воды, %
Пределы допускаемой относительной по-
грешности измерений массы брутто нефти, %
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции
по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность средства измерений
лист № 4
всего листов 5
Наименование
Количество
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Система измерений количества и показателей качества нефти №
104 на нефтебазе "Усть-Луга".
Заводской № 200
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и
показателей качества нефти № 104 ООО "Спецморнефтепорт Усть-
Луга"
Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей
качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга". Методика поверки",
утвержденная ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 49364-12 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества
и показателей качества нефти № 104. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП
ВНИИР 30.10.2011 г.
Перечень основных средств поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный
расход 4000 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 300
до 1100 кг/м
3
, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м
3
;
- контроллер измерительный FloBoss S600, пределы допускаемой относительной по-
грешности при вычислении расхода, объёма, массы ± 0,01 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от
минус 27 ˚С до155 ˚С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 ˚С;
- 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 диапазо-
не от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений коли-
чества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10
8
имп.;
- установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 700 до
1100 кг/м
3
, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м
3
;
- установка для поверки влагомеров, обеспечивающая монтаж влагомеров, циркуляцию
и расход поверочной жидкости через влагомер в диапазоне от 0,5 до 6,5 м
3
/ч, включающая в се-
бя диспергирующее устройство, обеспечивающее создание стабильных эмульсий и оборудо-
ванная термостатом, обеспечивающим поддержание температуры поверочной жидкости, рав-
ной 20
о
С, со стабильностью ± 0,1 ºС;
- средство измерений начального влагосодержания нефти с абсолютной погрешностью
± 0,02 %, объемной доли воды;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01;
- титратор автоматический по методу К.Фишера DL-32;
- весы лабораторные электронные KT II AJ-6200 CE;
- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры
капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %,
0,008 %, 0,007 % соответственно;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютно-
го давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения
давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела
измерений.
лист № 5
всего листов 5
Допускается применение других средств измерений с характеристикамине хуже
указанных.
Сведения о методиках (методах) измерений
В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти.
Методика измерений приведена в "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измере-
ний количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга", зарегистриро-
вана в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером
ФР.1.29.2011.10311.
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистемеизмерений
количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга"
1. ГОСТ 8.510–2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости".
2. ГОСТ Р 8.595–2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к ме-
тодикам выполнения измерений".
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО "НПП "ОЗНА - Инжиниринг"
Юридический адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, проспект С. Юлаева,
д. 89.
Почтовый адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, проспект С. Юлаева, д. 89.
Тел. (347) 292-79-10, 292-79-11, 292-79-13, факс (347) 292-79-15.
Е-mail:
.
Испытательный центр
Федеральное государственноеунитарное предприятие "Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии". Регистрационный номер 30006-09.
Юридический адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А.
Тел. (843) 272-70-62, факс 272-00-32, e-mail
.
Заместитель
руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.П."
"
2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.