Приложение к свидетельству № 51597
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Черпаю»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Черпаю» (далее
– система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электри-
ческие сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы
измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти
по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого
назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока
измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), стационар-
ной трубопоршневой поверочной установки, системы обработки информации и системы дре-
нажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуата-
ции в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компонен-
ты.
Система состоит из одного рабочего измерительного канала массы нефти, одного
резервного измерительного канала массы нефти, а также измерительных каналов плотности,
температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в
БИК, в которые входят следующие средства измерений:
– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 200 с измерительным
преобразователем модели 2700 (далее – СРМ), Госреестр № 45115-10;
– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, Госреестр
№ 15644-06;
– расходомер UFM 3030, Госреестр № 32562-09;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм1, Госреестр № 14557-10;
– датчик температуры 644, Госреестр № 39539-08;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
– установка трубопоршневая «Сапфир МН»-100 (далее – стационарная ТПУ),
Госреестр № 41976-09.
В систему обработки информации системы входит:
– контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, сви-
детельство об аттестации алгоритма и программного обеспечения № 2301-05м-2009 от
15.10.2009 г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», с автоматизированными рабочи-ми
местами оператора системы, свидетельство о метрологической аттестации программного
обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11 от 31.03.2011 г., вы-
данное ФГУП ВНИИР;
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматическое измерение массы нефти прямым методом динамических измерений в
диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;
– автоматическое измерение плотности и объемной доли воды;
Лист № 2
Всего листов 5
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-
щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением
стационарной ТПУ;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализа-
цию нарушений установленных границ;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО сис-
темы 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, процеду-ры
и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (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
Наименование ПО
Идентификаци-
онное наимено-
вание ПО
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) ПО
Цифровой иденти-
фикатор ПО (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора ПО
OmniCom
27.75.01
EB23
CRC16
ОЗНА-Flow
v 2.1
64С561787
CRC32
ПОконтроллера
измерительного
OMNI 6000
(основноеире-
зервное)
ПО автоматизиро-
ванногорабочего
места оператора
(основное ире-
зервное)
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
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 ус-
тановленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-
крыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечи-
вается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализо-
ванных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал со-
бытий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от
любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и
Лист № 3
Всего листов 5
преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» 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 2.
Т а б л и ц а 2 – Основные метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
10
± 0,25
± 0,35
5
82
Значение характеристи-
ки
Нефть по ГОСТ Р 51858-
2002 «Нефть. Общие тех-
нические условия»
Количество измерительных линий, шт.
Диапазон измерений расхода, т/ч
Диапазон плотности, кг/м
3
Диапазон кинематической вязкости, мм
2
/с (сСт)
Диапазон давления, МПа
Диапазон температуры,
°
С
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
2 (1 рабочая, 1 резервная)
От 7 до 36
От 870 до 910
От 19,7 до 26,2
От 0,5 до 6,3
От плюс 55 до плюс 70
0,5
0,05
100
3,7
6,0
20
40
Массовая доля серы, %, не более
Массовая доля парафина, %, не более
Массовая доля сероводорода, млн
-1
(ppm), не более
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов, млн
-1
(ppm), в сумме
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей
до температуры 204 ºС, млн
-1
(ppm), не более
66,7 (500)
Не допускается
Непрерывный
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более
Содержание свободного газа, %
Режим работы системы
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении массы брутто, %
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении массы нетто, %
Параметры электропитания
Напряжение переменного тока, В
трехфазное 380 (50 Гц),
220 (50 Гц)
Климатические условия эксплуатации системы
От минус 55 до плюс 35
Температура окружающего воздуха, °С
Температура воздуха в помещениях, где установлено оборудова-
ние системы, °С, не ниже
Относительная влажность воздуха в помещениях, где установле-
но оборудование системы, %, не более
Относительная влажность окружающего воздуха, %
Атмосферное давление, кПа
От 52 до 82
От 84 до 106,7
Лист № 4
Всего листов 5
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы ти-
пографским способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Черпаю»,
1 шт., заводской № 1;
– руководство по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти на ПСП «Черпаю»;
– «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на
ПСП «Черпаю» Методика поверки. МП 0050-14-2013», утвержденная ФГУП ВНИИР
26 февраля 2013 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 0050-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти на ПСП «Черпаю». Методика поверки.» ,
утвержденному ФГУП ВНИИР 26 февраля 2013 г.
Основные средства поверки:
– установка трубопоршневая «Сапфир МН»-100, пределы допускаемой относительной
погрешности ± 0,05 %;
– 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 22,0 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.;
– установка пикнометрическая с пределами допускаемой абсолютной погрешности
измерений плотности
±
0,1 кг/м
3
в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м
3
;
– калибратор температуры модели RТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур
отминус30ºСдо155ºС,пределыдопускаемойабсолютнойпогрешности
±
0,04 ºС;
– калибратор многофункциональный модели MC5-R: внешний модуль давления
EXT 250 с диапазоном измерений от 0 до 25 МПа и пределами допускаемой основной
погрешности ± (0,025 % от показания + 0,015 % от верхнего предела диапазона).
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений систе-
мой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Черпаю» (свидетельство об
аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/57014-12 от 22.05.2012 г., код реги-
страции в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
ФР.1.29.2012.12397).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измере-
ний количества и показателей качества нефти на ПСП «Черпаю»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 Руководство по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти на ПСП «Черпаю».
Лист № 5
Всего листов 5
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью (ООО) «НПП ОЗНА–Инжиниринг»
Юридический и почтовый адрес: 450071, г. Уфа, пр-т. Салавата Юлаева, д. 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 рас-
ходометрии» (ФГУП ВНИИР)
Юридический адрес: 420088, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А
Тел.: 8 (843) 272-70-62, факс: 8 (843) 272-00-32, e-mail:
Регистрационный номер 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.