Приложение к свидетельству № 59433
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 2025
ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль»
при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл» (далее – система) предназначена для
автоматизированных измерений массы нефти.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерениймассынефтиспомощьюсчетчиков-расходомеровмассовых.Выходные
электрическиесигналыс счетчиков-расходомеровмассовых, температуры, давления,
плотности, объемной доли воды в нефти 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, системы сбора и
обработки информации и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены
непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной
документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из одной рабочей и одной контрольно-резервной измерительных
линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
– счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF (далее – СРМ), тип
зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
под номером 13425-06;
– преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14061-04;
–преобразователиизмерительные 644,типзарегистрирован в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-04, в
комплекте стермопреобразователямисопротивления платиновымисерии65,тип
зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
под номером 22257-05;
– преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее – ПП), тип
зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
под номером 15644-01;
– влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10;
– первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН,
тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений под номером 19850-04;
–счетчикнефтитурбинныйМИГ,типзарегистрированвФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 26776-04.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
– комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее –
ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
Лист № 2
Всего листов 4
измерений под номером 43239-09, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора
системы с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
–манометрыпоказывающиеТМ,типзарегистрированвФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 25913-08;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером
303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматизированное измерение массы нефти прямым методом динамических
измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в
нефти;
– автоматическое измерение плотности и объемной доли воды;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью
показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– проведение контроля метрологических характеристик рабочего СРМ с применением
контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;
– проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением
передвижной поверочной установки;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и
нефтепродукты. Методы отбора проб»;
– автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и
сигнализацию нарушений установленных границ;
– защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части.
Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию,
обработку,хранение,отображениеипередачурезультатовизмеренийпараметров
технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все
библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и
периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического
процесса). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблицах 1 и 2.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные
Значение
Formula.o
v.6.05
DFA87DAC
версия интерфейса: v.3.32
Таблица 2
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные
Значение
«Rate АРМ оператора УУН»
2.3.1.1
B6D270DB
–
Лист № 3
Всего листов 4
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и
обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения,
идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и
АРМ оператора системы структуры идентификационных данных. Часть этой структуры,
относящаяся 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
установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий,
доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для
пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО
системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие
требованиям реализованных 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 -
средний.
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в
таблице 3.
Наименование характеристики
Значение характеристики
Измеряемая среда
± 0,25
± 0,35
Таблица 3 – Основные метрологические и технические характеристики
Количество измерительных линий, шт.
Нефть по ГОСТ Р 51858-
2002 «Нефть. Общие
технические условия»
2 (одна рабочая, одна
контрольно-резервная)
От 5 до 44
Непрерывный
Диапазон измерений расхода, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении массы нетто нефти, %
Режим работы системы
Параметры измеряемой среды
Избыточное давление нефти, МПа
Температура нефти, ºС
Плотность нефти при 20 ºС, кг/м
3
, не более
Кинематическая вязкость нефти, мм
2
/с (сСт)
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Содержание свободного газа, %
От 0,15 до 1,2
От плюс 1 до плюс 30
900
От 20 до 70
1,0
0,05
900
Не допускается
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы
типографским способом.
Лист № 4
Всего листов 4
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль»
при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл», 1 шт., заводской № 2025;
– инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл», 1 экз.;
– МП 0230-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей
качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл».
Методика поверки», 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0230-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН «Васильевка» ТПП
«РИТЭК-Уралойл». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 05 марта 2015 г.
Основные средства поверки: установка поверочная типа УПСЖ 100/ВМ с верхним пределом
диапазона измерений объемного расхода 100 м
3
/ч и пределами допускаемой основной
относительной погрешности ± 0,05 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при
УППН «Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл» (свидетельство об аттестации методики (метода)
измерений № 01.00257-2013/214014-14).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измерений количества и показателей качества нефти № 2025 ООО «Сиаль» при УППН
«Васильевка» ТПП «РИТЭК-Уралойл»
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений».
2. Техническая документация ООО «ТСО».
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Технологические системы и оборудование»
(ООО «ТСО») ИНН 7705501866
Юридический и почтовый trial: 125057, г. Москва, ул. Новопесчаная, д. 8, корп. 1
Тел./факс: (495) 363-48-19
Испытательный центр
Центр испытаний средств измерений Федеральное государственное унитарное предприятие
«Всероссийскийнаучно-исследовательскийинститутрасходометрии» (ЦИСИФГУП
«ВНИИР»)
Юридический и почтовый адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088 г. Казань,
ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а»
Тел.: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32, e-mail:
Аттестат аккредитации № RA.RU.310592
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____» ___________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.