Untitled document

Приложение к свидетельству № 50790

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти

«Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы

учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» (далее – система) предназначена для

автоматизированных измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении

приемо-сдаточных операций между ОАО «Верхневолжскнефтепровод» и ЗАО «Рязанская

НПК».

Описание средства измерений

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических

измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью ультразвуко-

вых счетчиков, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температу-

ры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответст-

вующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто

нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектиро-

ванной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного про-

изводства и состоящей из блока измерительных линий, системы сбора и обработки информа-

ции, системы дренажа. В процессе эксплуатации системы используются блок фильтров, узел

регулирования давления, блок измерений показателей качества нефти (далее – БИК), стацио-

нарная поверочная установка, узел подключения передвижной поверочной установки и узел

отбора проб, входящие в состав системы измерений количества и показателей качества нефти

«Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ».

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в

соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух измерительных каналов объема (объемного расхода) нефти, а

также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, объемного расхода

нефти в БИК и системы сбора и обработки информации, в которые входят средства измерений,

указанные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1

Тип средства измере-

ний зарегистрирован в

Наименование средства измеренийГосударственном рее-

стре средств измере-

ний под №

Счетчики ультразвуковые «Altosonic-5» (далее – ПР)

Счетчики ультразвуковые Altosonic-5

Датчики температуры 644, 3144Р

Преобразователи давления измерительные 3051

Датчики давления Метран - 150

Преобразователь плотности измерительный модели 7835

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

Преобразователь плотности и вязкости измерительный модели 7827

18656-99

18656-00

39539-08

14061-99

14061-04

14061-10

32854-09

15644-96

52638-13

15642-96

Лист № 2

Всего листов 6

Наименование средства измерений

38623-11

Окончание таблицы 1

Тип средства измере-

ний зарегистрирован в

Государственном рее-

стре средств измере-

ний под №

15645-96

15645-01

1844-63

26803-11

303-91

29099-05

Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951

Манометры для точных измерений типа МТИ

Манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

Расходомер ультразвуковой «Fluxus»

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (свидетельство о метро-

логическойаттестациипрограммногообеспечения

№ 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011)

Блоки обработки данных VEGA-03

Контроллер программируемый Simatic S7-400

20498-00

15773-11

Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода

применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную ВНР-1900 «Вэдьэпсер»

(Венгрия) II-го разряда, заводской номер 80799, аттестат испытания №6256/1980.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может

повлиять на результаты измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соот-

ветствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств

измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей

качества нефти и поверочных установок».

Программное обеспечение

сумма)

вычисления

цифрового

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

зированное рабочее место (АРМ) оператора (свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической

аттестации алгоритмов и программы обработки результатов измерений № 224014-12 от

11.09.2012)) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологи-

чески значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции

и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу

результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентифика-

цию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с

операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями пара-

метров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны

в таблице 2.

Т а б л и ц а 2

Цифровой иден-

Алгоритм

НаименованиеИдентификационноеНомертификатор

ПОнаименование ПОверсии ПОПО (контрольная

идентификатора

ПО

Операционная

система FloBossLinuxBinary.app06.09е/09е0259CRC 16

модели S600+

Лист № 3

Всего листов 6

Номер

версии ПО

Цифровой иден-

тификатор

ПО (контрольная

сумма)

Окончание таблицы 2

НаименованиеИдентификационное

ПО наименование ПО

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

ПО

АРМ оператора

УРСУ СИКН №

437 «ГКС РАС-

mass_netto.pas-7673463cCRC 32

ХОД НТ УРСУ»

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 дисплее контрол-

лера измерительного FloBoss S600+ и дисплее компьютера АРМ оператора. Часть этой струк-

туры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представля-

ет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по метрологически 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 «C» по МИ 3286-2010 «Рекоменда-

ция. 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.

Т а б л и ц а 3

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Диапазон измерений кинематической вязко-

сти, мм

/с (сСт)

от 14 до 36

Диапазон измерений давления в системе, МПа

от 0,2 до 0,6

Диапазон измерений температуры измеряемой

среды, ºС

от плюс 3,8 до плюс 18,7

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть.

Общие технические условия»

Диапазон измерений расхода, м

/ч

Количество измерительных линий, шт.

Диапазон измерений плотности, кг/м

от 553 до 3600

от 865,5 до 885,5

Лист № 4

Всего листов 6

Значение характеристики

Пределыдопускаемойотносительнойпо-

грешности системы при измерении массы брутто из-

меряемой среды, %

± 0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешно-

сти системы при измерении плотности измеряемой

среды, кг/м

± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешно-

сти системы при измерении температуры измеряемой

среды, °С

± 0,2

± 1,0

Пределы допускаемой приведенной погреш-

ности системы при измерении давления измеряемой

среды, %

± 0,5

Режим работы

Средний срок службы системы, не менее

Плюс 15

От 30 до 80

От 55 до 98

Окончание таблицы 3

Наименование характеристики

Пределы допускаемой основной приведенной

погрешности системы при измерении вязкости изме-

ряемой среды, %

Непрерывный

10 лет

Параметры электропитания:

– напряжение переменного тока

380 В, трехфазное, 50 Гц

280 В, однофазное, 50 Гц

От минус 41 до плюс 38

Климатические условия эксплуатации системы:

– температура окружающего воздуха, °С

– температура воздуха в помещениях, где ус-

тановлено оборудование системы, °С, не менее

– относительная влажность воздуха в помеще-

ниях, где установлено оборудование системы, %

– относительная влажность окружающего воз-

духа, %

– атмосферное давление, кПа

От 84 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-

графским способом.

Комплектность средства измерений

– система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы

учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ», заводской № 120, 1 шт.;

– инструкция по эксплуатации узла резервной схемы учета (УРСУ) системы измерений

количества и показателей качества (СИКН) нефти № 437, 1 экз.;

– руководство пользователя АРМ оператора, 1 экз.;

– документ МП 0026-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и

показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань»

Рязанского РНУ». Методика поверки», 1 экз.;

– паспорт, 1 экз.

Лист № 5

Всего листов 6

Поверка

осуществляется по документу МП 0026-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений

количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС

«Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 14 сентября

2012 г.

Основные средства поверки:

– установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900 «Вэдьэпсер»

(Венгрия) II-го разряда диапазон расхода измеряемой среды от 190 до 1900 м

/ч, пределы

допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

– калибратор температуры модели АТС 157 В с внешним эталонным датчиком STS100

A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 45 °С до 155 °С, пределы допускаемой

основной абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

– установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м

, пределы

допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м

;

калибратор давления MC5-R-IS, диапазон измерений

10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности

– многофункциональный

избыточного давления от 0 до

± (0,015 % ИВ + 0,01% ВПИ);

– 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.

Сведения о методиках (методах) измерений

Для измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений,

изложенный в документе МИ 0521-2012 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений узлом ре-

зервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ ОАО «Верхневолжскнефте-

провод» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2008/209014-12 от

31.08.2012, код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства

измерений ФР.1.29.2012. 13320).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измере-

ний количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437

НПС «Рязань» Рязанского РНУ»

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. Техническая документация общества с ограниченной ответственностью «Научно-

производственное предприятие «ГКС».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- осуществление торговли.

Лист № 6

Всего листов 6

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие

«ГКС»

Юридический адрес: 420107, РТ, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50

Фактический и почтовый адрес: 420111, РТ, г. Казань, ул. Московская, д. 35

Тел (843) 221-70-00, факс (843) 221-70-01

Испытательный центр

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

дарственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт рас-

ходометрии» (ФГУП ВНИИР)

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:

office@vniir.org

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измере-

ний в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

«____» ___________ 2014 г.

М.п.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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