Приложение к свидетельству № 54397
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 545 в районе
ЛПДС «Апрельская» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная
Сибирь»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества № 545 в районе ЛПДС
«Апрельская» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее – СИКН)
предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти
при проведении учетных операций между ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-
Западная Сибирь» и Сургутским УМН ОАО «Сибнефтепровод».
Описание средства измерений
СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по
проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и
оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер – 01.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в
соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её
составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые
пропуски и утечки нефти.
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических
измерений – с помощью расходомеров массовых.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока
измерений показателей качества нефти (БИК), блока поверочной трубопоршневой установки
(ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной
поверочной установки.
БИЛ состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий. В каждой
измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):
- расходомер массовый Promass 83F (№ 15201-05);
- преобразователь давления измерительный 40.4385 (№ 40494-09);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820
(№32460-06);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для
лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти
в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85,
установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства
измерений и технические средства:
- преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 (№ 15644-06);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№ 14557-05);
- преобразователь давления измерительный 40.4385 (№ 40494-09);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820
(№32460-06);
- два устройства пробозаборных щелевого типа по ГОСТ 2517-85;
- два автоматических пробоотборника «Стандарт А-50»;
- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р-50» с диспергатором;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;
- расходомер массовый Promass 40Е (№ 15201-05).
Блок ТПУ состоит из установки поверочной трубопоршневой двунаправленной
Daniel 12–400с диапазоном измерений от 40 до 400 м
3
/ч (Госреестр № 20054-06) в
Лист № 2
Всего листов 5
комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в
БИК и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик
расходомеров массовых.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав
СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss модели S600 (Госреестр № 38623-08),
осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два
автоматизированных рабочих места оператора (основное и резервное) на базе персонального
компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором, клавиатурой и
печатающим устройством.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на
средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м
3
),
содержания воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания
воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по
стационарной поверочной установке в комплекте с поточным преобразователем плотности;
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов,
протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня –
верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных
FloBoss S600 (далее – контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации
программногообеспеченияконтроллеров№ 1551014-06от12.12.2006г.,выдано
ФГУП «ВНИИР». К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл
контроллера – файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на
котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы,
константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Cropos»,
выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях
оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором
применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование
отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного
обеспечения№01.00284-2010-031/04-2012от04.06.2012г.,выдано
ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО программного
комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».
В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений
метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:
- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части
ПО и данным с помощью системы паролей;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Лист № 3
Всего листов 5
Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
ИдентификационноеИдентифика-Цифровой
наименование ПО ционный идентификатор
номер версии ПО (контрольная
ПО сумма)
Алгоритм вычисления
цифрового
идентификатора ПО
Cropos
1.37DCB7D88FCRC32
22021de
CRC16
545v9_290610
(основной Floboss S600)
545v9_290610
(резервный Floboss S600)
220bdfe
CRC16
нефть по ГОСТ Р 51858-2002;
от 150 до 620;
от 5 до 40;
от 0,2 до 4;
от 800 до 910;
от 1 до 25;
0,5;
±0,2;
±0,5;
±0,3;
±0,25;
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среда
Рабочий диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч
Рабочий диапазон температур нефти, °С
Рабочий диапазон давлений нефти, МПа
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м
3
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм
2
/с
Массовая доля воды в нефти, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
температуры нефти, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности
измерений давления нефти, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
плотности нефти, кг/м
3
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы нетто нефти, %
±0,35;
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность средства измерений
1. Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации
СИКН.
2. Инструкция по эксплуатации СИКН.
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти
№ 545 в районе ЛПДС «Апрельская» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная
Сибирь». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0034-13 МП.
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0034-13 МП «ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 545 в районе ЛПДС «Апрельская» ТПП
«Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки», утверждённой
ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 29.10.2013 г.
Лист № 4
Всего листов 5
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- установка поверочная на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда, либо
передвижная поверочная установка 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная с диапазоном измерений
от 40 до 400 м
3
/ч (Госреестр № 20054-06);
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета
нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- плотномер МД-02 (Госреестр № 28944-08);
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти
УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного
оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Сведения о методиках (методах) измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей
качества нефти № 545 в районе ЛПДС «Апрельская» ТПП «Когалымнефтегаз»
ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»
в г. Казань 22.10.2013 г.
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений
количества и показателей качества нефти № 545 в районе ЛПДС «Апрельская»
ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений».
2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с
применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены
приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика»
(ОАО «Нефтеавтоматика»)
450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
тел/факс (347) 228-81-70
E-mail:
Web:
Заявитель
Территориально-производственное предприятие«Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-
Западная Сибирь» (ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)
628486, Тюменская область, г. Когалым, ул. Дружбы народов, 6
Телефон: (34667) 2-03-07
Факс: (34667) 2-35-20
E-mail:
Лист № 5
Всего листов 5
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение
Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань,
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Тел/факс: (843) 295-30-46; 295-30-47; 295-30-96;
E-mail:
Web:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ОП ГНМЦ «ОАО «Нефтеавтоматика» по проведению
испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30141-10 от 01.03.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»__________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.