Приложение к свидетельству № 50138
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на
ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
Назначение средства измерений
Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 При-
разломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" (далее – система) предназначена для
измерений массы и показателей качества нефти при учетных операциях.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-
расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массо-
вых поступают на соответствующие входы измерительного комплекса, который преобразует
их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроек-
тированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного
производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей каче-
ства нефти (далее – БИК), узла подключения передвижной поверочной установки, системы
сбора и обработки информации, системы дренажа.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации
в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
45115-10
43239-09
Система состоит из пяти (четырех рабочих и одного контрольно-резервного) измери-
тельных каналов массы (массового расхода) нефти, системы сбора и обработки информации,
а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, объемной доли воды в
нефти и объемного расхода нефти в БИК, в которые входят средства измерений указанные в
таблице 1.
Таблица 1
Тип средства измере-
ний зарегистрирован в
Наименование средства измеренийГосударственном рее-
стре средств измере-
ний под №
39539-08
14061-10
37667-08
28239-04
15644-06
26776-08
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 400 (далее –
СРМ)
Датчики температуры 644
Преобразователи давления измерительные 3051
Преобразователи разности давления AUTROL модели APT3100
Влагомер нефти микроволновой МВН-1.1
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835
Преобразователь расхода турбинный МИГ-32Ш-6,3
Комплексыизмерительно-вычислительные"ОКТОПУС-Л"
("OCTOPUS-L") (свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации про-
граммного обеспечения № 26821-09 от 22.12. 2009 г.)
Манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4
26803-11
303-91
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может
повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соот-
Лист № 2
всего листов 5
ветствии с требованиями МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и
клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений ко-
личества и показателей качества нефти и поверочных установок".
Цифровой
ная сумма)
цифрового
Программное обеспечение (ПО) системы (комплексов измерительно-вычислительных "ОК-
ТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") и автоматизированного рабочего места оператора на базе про-
граммного комплекса "RATE APM оператора УУН" (свидетельство ФГУП ВНИИР об атте-
стации алгоритма № 182101-08 от 24 октября 2008 г.)) обеспечивает реализацию функций
системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую
части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистра-
цию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров техно-
логического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все биб-
лиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферий-
ными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2
Алгоритм
НаименованиеИдентификационноеНомеридентификатор
вычисления
ПОнаименование ПОверсии ПО ПО (контроль-
идентификатора
ПО
Прикладное про-
граммное обеспече-
ние МС 200.00.03.00-
09 АВ
Оkt-L.3.14
СFF9
CRC 16
ПО комплексов
измерительно-
вычислительных
"ОКТОПУС-Л"
("OCTOPUS-L")
ПО "RATE APM
оператора УУН"
"RATE APM опера-
тора УУН" РУУН
2.1-07 АВ
1.5.0.1
7сс3с6f61
e77643578b3dd
b1b5079a0b7e
f1d5921e
5789ffd40
e261c67
18ecce
По ГОСТ Р 34.11-94
"Информацион-ная
технология.
Криптографическая
защита информа-
ции. Функция
хэширования"
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-
ние его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентифика-
ции, защиты от несанкционированного доступа.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения установленных
параметров, путем введения пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения.
Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При измене-
нии установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтвер-
ждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алго-
ритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, дос-
тупный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых
искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и предна-
меренных изменений соответствует уровню защиты "C" 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
таблице 3.
Лист № 3
всего листов 5
Таблица 3
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Количество измерительных линий, шт.
Значение характеристики
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002
"Нефть. Общие технические
условия"
5 (4 рабочих,
1 контрольно-резервная)
От 422,5 до 1038
От 845 до 865
Диапазон измерений расхода, т/ч
Диапазон измерений плотности, кг/м
3
Диапазон измерений кинематической вязкости в рабочем диапа-
зоне температуры, мм
2
/с (сСт)
От 8 до 15
От 0,3 до 4,0
От 37 до 43
0,5
± 0,25
Диапазон измерений давления в системе, МПа
Диапазон измерений температуры измеряемой среды, ºС
Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении массы брутто измеряемой среды, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при
измерении плотности измеряемой среды, кг/м
3
± 0,3
± 0,2
± 0,5
± 0,05
Непрерывный
8
Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при
измерении температуры измеряемой среды, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при
измерении давления измеряемой среды, %
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности систе-
мы при измерении объемной доли воды в измеряемой среде, %
Режим работы
Срок службы, лет
Параметры электропитания:
– напряжение переменного тока
380 В, 3-х фазное, 50 Гц
280 В, однофазное, 50 Гц
От минус 44 до плюс 34
От плюс 5 до плюс 45
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 30 до 80
От 30 до 80
От 84 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится в левом нижнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
– оперативная система измерений количества и показателей качества нефти на
ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз", заводской № 01 (1 шт.);
– инструкция по эксплуатации системы (1 экз.);
– документ "Инструкция. ГСИ. Оперативная система измерений количества и показа-
телей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз".
Методика поверки" (1 экз.).
Лист № 4
всего листов 5
Поверка
осуществляется по документу МП 52886-13 "Инструкция. ГСИ. Оперативная система измере-
ний количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения
ООО "РН-Юганскнефтегаз". Методика поверки ", утвержденному ФГУП ВНИИР 27 августа
2012 г.
Основные средства поверки:
– передвижная поверочная установка с диапазоном измерений, обеспечивающим
возможность проведения поверки СРМ в их диапазоне измерений, пределы допускаемой
относительной погрешности ± 0,11 %;
– установка пикнометрическая, абсолютная погрешность измерений плотности
±
0,10 кг/м
3
в диапазоне от 600 до 1100 кг/м
3
;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур
от минус 40 ºС до 155 ºС, пределы допускаемой абсолютной погрешности
±
0,04 ºС;
– калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон измерений
от 0 до 20 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела
измерений;
– 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
8
имп.
Допускаетсяприменятьдругиесредстваповеркисметрологическими
характеристиками, не уступающими указанным.
Сведения о методиках (методах) измерений
Для измерения массы нефти применяют прямой метод динамических измерений, реа-
лизованный в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений оперативной системой из-
мерений количества и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (свидетельство об аттестации методики измерений № 188/2550-
(01.00250-2008)-2011 от 01 ноября 2011 г., код регистрации в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012.11631).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количе-
ства и показателей качества нефти на ЦППН-6 Приразломного месторождения
ООО "РН-Юганскнефтегаз"
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".
3. "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применени-
ем систем измерений количества и показателей качества нефти".
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций, относящихся к сфере государственно-
го регулирования обеспечения единства измерений.
Лист № 5
всего листов 5
Изготовитель
ООО "ИМС Индастриз"
Юридический адрес: 105187, г. Москва, ул. Щербаковская, д. 53, корп. 15
Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А
Тел.: (495) 221-10-50, факс: (495) 221-10-51
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) – Федеральное го-
сударственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт
расходометрии" (ФГУП ВНИИР)
Адрес: Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А
Тел.: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32, e-mail:
Аттестат аккредитации № 30006-09
Ф.В. Булыгин
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
М.П."____" ___________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.