Приложение к свидетельству № 52825
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский
НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ».
СИКН 1015. Резервная схема учета (далее – система) предназначена для автоматического изме-
рения массы и показателей качества нефти, поступающей по магистральному трубопроводу
«Крымск-Краснодар» при проведении учетных операций между сдающей и принимающей сто-
ронами ОАО «Черномортранснефть» и ООО «Афипский НПЗ» соответственно.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических
измерений массы нефти с применением ультразвукового преобразователя объемного расхода и
поточного преобразователя плотности. Выходные электрические сигналы с ультразвукового
преобразователя объемного расхода поступают на соответствующие входы измерительно-
вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реа-
лизованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока резервной схемы
учета, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуще-
ствлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатаци-
онной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из одного измерительного канала объема нефти, а также
измеритель-
ных каналов температуры, давления, плотности нефти и объемной доли воды в нефти в которые
входят следующие средства измерений:
– преобразователь расхода ультразвуковой модели 3812 (далее – УЗР), Госреестр №
51047-12;
– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее – ПП), Гос-
реестр № 15644-06;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее – ВП), Госреестр № 14557-10;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
– термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11, с
преобразователями измерительными 3144P, Госреестр № 14683-09.
В систему обработки информации системы входят:
– контроллер измерительный FloBoss модели S600+, Госреестр № 38623-11 c функцией
резервирования, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения (про-
граммы) «Алгоритмы вычислений массы нефти контроллеров измерительных FloBoss модели
S600+ на системах измерений количества и показателей качества нефти №№ 1015, 1016 на ООО
«Афипский НПЗ» для основных и резервных схем учет» № 128014-13 от 17.07.2013.
– автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-
управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;
– манометры деформационные образцовые с условными шкалами типа МО, Госреестр
№ 5768-76;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
Лист № 2
Всего листов 5
– автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических из-
мерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;
– автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и
массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических при-
месей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытатель-
ной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое
и с помощью показываю-
щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР с применением ста-
ционарной установки трубопоршневой двунаправленной (далее – ТПУ) или передвижной ТПУ 1-
го разряда;
– проведение поверки УЗР с применением ТПУ или передвижной ТПУ 1-го разряда;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализа-
цию нарушений установленных границ;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Идентификационное на-
именование ПО
Номер версии
(идентификацион-
ный номер) ПО
Цифровой иденти-
фикатор ПО (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
Другие идентифи-
кационные данные
(если имеются)
Алгоритм вычис-
ления цифрового
идентификатора
ПО
06.09g/09g 230712
SW: 33b8
-
CRC 16
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss модели
S600+, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-
управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V) обеспечивает реализацию
функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не
значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие
регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров
технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все
библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и перифе-
рийными 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
APPLICATION SW
06.09g/09g 230712
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение
его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, за-
щиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе оператор-
ской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, отно-
сящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой
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
Параметры электропитания:
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристики
Значение характеристики
Измеряемая среда
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические усло-
вия»
1 рабочая
Количество измерительных линий, шт.
Диапазон расхода через систему измерений количест-
ва и показателей качества нефти, т/ч:
– минимальный
– номинальный
– максимальный
Диапазон кинематической вязкости, мм
2
/с (сСт)
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
40
350
480
От 2 до 100
От 790 до 930
0,2
0,4
0,2
0,5
0,8
От плюс 5 до плюс 35
0,5
100
0,05
6,0
10
0,6
66,7 (500)
Суммарные потери давления в системе при макси-
мальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не
более:
– при проведении измерений
– при проведении поверки и КМХ
Избыточное давление, МПа:
– минимально допустимое
– рабочее
– максимальное
Диапазон температуры, ºС
Массовая доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не
более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля парафина, %, не более
Массовая доля сероводорода, млн
-1
(ppm), не более
Массовая доля серы, %, не более
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не бо-
лее
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме,
млн
-1
, (ppm), не более
20
Не допускается
± 0,5
Содержание свободного газа
Пределы допускаемой относительной погрешности
системы при измерении расхода и массы брутто неф-
ти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
системы при измерении массы нетто нефти, %
± 0,6
– напряжение переменного тока, В
380, 3-х фазное, 50 Гц
220±22, однофазное, 50 Гц
Лист № 4
Всего листов 5
Наименование характеристики
Значение характеристики
Климатические условия эксплуатации системы:
Окончание таблицы 1 – Основные метрологические и технические характеристики системы
От минус 20 до плюс 50
От плюс 5 до плюс 25
– температура окружающего воздуха, °С
– температура воздуха в помещениях, где установле-
но оборудование системы, °С
– относительная влажность воздуха в помещениях,
где установлено оборудование системы, %
– относительная влажность окружающего воздуха, %
– атмосферное давление, кПа
От 45 до 80
От 45 до 80
От 84 до 106
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский
НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета, 1 шт., заводской № 1015;
– Руководство по эксплуатации «Увеличение поставки нефти на Афипский НПЗ. Узлы
подключения к МН «Крымск-Краснодар», «Хадыженск-Краснодар». ПСП «Афипский НПЗ».
Реконструкция»;
– «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на
ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета. Методика поверки. МП 0055-14-
2013».
Поверка
осуществляется по документу МП 0055-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и
показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная
схема учета. Методика поверки.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 05 июля 2013 г.
Основные средства поверки:
– ТПУ, наибольший расход рабочей среды 1100 м
3
/ч, пределы допускаемой относитель-
ной погрешности ± 0,1 % при поверке с применением эталонной ПУ 1-го разряда;
– калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от
минус 20 ºС до 155 ºС, пределы допускаемой абсолютной погрешности
±
0,04 ºС;
– 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 преде-ла
измерений; внешний модуль
давления – нижний предел воспроизведения
давления 0 бар,
верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешно-
сти ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
–
установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погреш-
ности измерений плотности
±
0,10 кг/м
3
в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м
3
;
– установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объём-
ной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,02%;
– 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
погрешностивоспроизведенийчастотыипериодаследованияимпульсов
±
5×10
-4
в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности вос-
произведений количества импульсов в пачке
±
2 имп. в диапазоне от 20 до 5×10
8
имп.
Лист № 5
Всего листов 5
Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указан-
ных.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП Афипский НПЗ. Узел
подключения к МН «Крымск-Краснодар». Резервная схема учета» (свидетельство об аттестации
МИ № 01.00257-2008/346014-12 от 17 декабря 2012 г., номер в федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14297).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и
показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема
учета
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения»
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-
дикам выполнения измерений».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений – осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Эмерсон» (ООО «Эмерсон»)
Юридический адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д. 10, стр. 2
Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д. 10, стр. 2
Тел.: +7 (495) 981-981-1; факс: +7 (495) 981-981-0
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»).
Юридический адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7а.
Тел. +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32, e-mail:
.
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измере-
ний в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.
Ф.В. Булыгин
Заместитель руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииМ.п.
«____» ___________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.