Программное обеспечение

На АРМ оператора установлено аттестованное программное обеспечение (ПО) «Ви-зард СИКН». Свидетельство об аттестации № АПО-209-13 от 26.05.2011 г.

Структурная схема ПО «Визард СИКН» представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Структурная схема ПО «Визард СИКН»

ПО «Визард СИКН» обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• 1) ручной ввод уставок, технологических и учетных параметров;

• 2) отображение и автоматическое обновление на АРМ оператора текущих значений технологических и учетных параметров;

• 3) формирование:

• - журнала событий;

• - журнала тревог;

• - трендов;

• - отчетов;

• - журнала регистрации показаний средств измерений СИКН;

• - паспорта качества нефти;

• - акта приема-сдачи нефти;

• 4) запись и хранение архивов посредством СУБД "MS SQL";

• 5) печать отчетной документации;

• 6) управление исполнительными устройствами;

• 7) вычисление массы нетто при ручном вводе с АРМ оператора параметров нефти, определенных в лаборатории;

• 8) выполнение поверки ТПР по ТПУ;

• 9) выполнение контроля метрологических характеристик ТПР по ТПУ;

• 10) выполнение контроля метрологических характеристик ПП по ареометру;

• 11) обеспечение защиты ПО «Визард СИКН», данных архива и системной информации от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО «Визард СИКН» приведены в таблице 2.

Таблица 2

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Сведения о методиках измерений

Методика измерений приведена в документе ФР.1.29.2011.10085 «Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 513 ПСП «Александровское» ОАО «Томскнефть» ВНК».

Нормативные и технические документы

• 1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

• 2. ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей.

• 3. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго № 69 от 31.03.2005 г.

• 4. Рабочий проект «Система измерений количества и показателей качества нефти №513 ПСП «Александровское» (ЦТП «Советского н.м.р») ОАО «Томскнефть» ВНК, разработанный ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК».

• 5. Рабочий проект «Система обработки информации на базе ИВК МикроТЭК для СИКН №513 ПСП «Александровское» ОАО «Томскнефть» ВНК».

• 6. «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 513 ПСП «Александровское» ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утверждена руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 20 июня 2011 г.

• 7. МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.

Лист № 6 всего листов 6 

Поверка

Основные средства поверки: поверочная установка на базе весов и мерников с пределами допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,02 %, трубопоршневая поверочная установка 1-го разряда с пределами допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 %; пикнометрическая установка в комплекте с измерительными металлическими напорными пикнометрами вместимостью не менее 450 см³ с пределами допускаемой погрешности измерений плотности ± 0,15 кг/м³; манометры грузопоршневые МП-6 и МП-60 с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,05 %; калибратор температуры цифровой АТС-155В с диапазоном воспроизводимых температур от минус 24 до плюс 155 °С и пределами погрешности установления заданной температуры ± 0,2 °С.

Изготовитель

Блок измерительных линий
Преобразователь расхода жидкости турбинный Smith Meter Sentry (ПР)
«Smith Meter Inc», США
12750-00
3
Преобразователь давления измерительный
3051
«Rosemount, Inc», США
14061-04
3
Преобразователь измерительный 3144P
«Rosemount. Inc.», США
14683-04
3
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65
«Emerson Process Manage-ment/Rosemount Temperature GmbH»
22257-01
3

Наименование		№ по Гос. реестру СИ	Кол- во
Блок измерений показателей качества нефти
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (1111)	«Solartron Mobrey Limited», Великобритания	15644-01	2
Влагомер нефти поточный модели LC	«Phase Dynamics Inc», США	16308-02	1
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827	«Solartron Mobrey Limited», Великобритания	15642-01	1
Преобразователь давления измерительный 3051	«Rosemount, Inc», США	14061-04	1
Преобразователь измерительный 244 к датчику температуры	«Fisher-Rosemount», США	14684-00	1
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65	«Emerson Process Manage-ment/Rosemount Temperature GmbH»	22257-01	1
Прибор УОСГ-100 СКП	ООО НПЦ «СКПнефть»	16776-06	1
Счетчик нефти турбинный НОРД-М-40-6,3	ООО «БОЗНА»	5638-02	1
Автоматический пробоотборник Проба-1М	ООО «БОЗНА»	-	2
Трубопоршневая поверочная установка
Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная	«FMC Technologies», США	12888-99	1
Преобразователь давления измерительный 3051	«Rosemount, Inc», США	14061-04	2
Преобразователь измерительный 3144P	«Rosemount, Inc.», США	14683-04	2
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65	«Emerson Process Manage-ment/Rosemount Temperature GmbH»	22257-01	2
Система обработки информации
Блок электронный НОРД-Э3М	ООО «БОЗНА»	37268-08	1
Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951	«Solartron Mobrey Limited», Великобритания	15645-01	1
Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК	ООО НПП «ТЭК»	44582-10	1
АРМ оператора с ПО «Визард СИКН»	-	-	2
Примечание: Допускается применять другие средства измерений и оборудование, допущенные к применению в установленном порядке, с аналогичными или лучшими метрологическими и техническими характеристиками

Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002.
Программное обеспечение
На АРМ оператора установлено аттестованное программное обеспечение (ПО) «Ви-зард СИКН». Свидетельство об аттестации № АПО-209-13 от 26.05.2011 г.
Структурная схема ПО «Визард СИКН» представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Структурная схема ПО «Визард СИКН»
ПО «Визард СИКН» обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• 1) ручной ввод уставок, технологических и учетных параметров;
  
• 2) отображение и автоматическое обновление на АРМ оператора текущих значений технологических и учетных параметров;
  
• 3) формирование:
  

• - журнала событий;
  
• - журнала тревог;
  
• - трендов;
  
• - отчетов;
  
• - журнала регистрации показаний средств измерений СИКН;
  
• - паспорта качества нефти;
  
• - акта приема-сдачи нефти;
  

• 4) запись и хранение архивов посредством СУБД "MS SQL";
  
• 5) печать отчетной документации;
  
• 6) управление исполнительными устройствами;
  
• 7) вычисление массы нетто при ручном вводе с АРМ оператора параметров нефти, определенных в лаборатории;
  
• 8) выполнение поверки ТПР по ТПУ;
  
• 9) выполнение контроля метрологических характеристик ТПР по ТПУ;
  
• 10) выполнение контроля метрологических характеристик ПП по ареометру;
  
• 11) обеспечение защиты ПО «Визард СИКН», данных архива и системной информации от несанкционированного доступа.
  

Идентификационные данные ПО «Визард СИКН» приведены в таблице 2.
Таблица 2

Наименование ПО	Иденти-фикаци-онное на-именова ние ПО	Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Программное обеспечение АРМ оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН»	«Визард СИКН»	v. 1/1/1/1234	Для модуля «КМХ ПП по ареометру»: F63567930709D8FF1343E4D90E64926D Для модуля «КМХ ПР по ТПУ»: 18EE0732CC8638CDD5BD624BC4331025 Для модуля «Проверка ПР по ТПУ»: CAA0CAF77C2F95839BCC10725412F8B6 Для модуля «Процедура хэширования»: 82F2D3B3A221DA4A4B698D1179FC5C28	MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики Диапазон объемного расхода нефти по одной измерительной линий БИЛ, м³/ч
от 380 до 950;
от 0,35 до 1,0;
от 5 до 30;
от 830 до 895;
0,5;
900;
0,05;
от 0 до 15;
6;
нефть по ГОСТ Р 51858.
± 0,25;
± 0,35.
Диапазон давления нефти, МПа
Диапазон температуры нефти, °C
Диапазон плотности нефти при 20 °C, кг/м³
Массовая доля воды в нефти, не более, %
Массовая концентрация хлористых солей, не более, мг/дм³
Массовая доля механических примесей, не более, %
Кинематическая вязкость нефти, мм²/с (сСт)
Массовая доля парафина, %, не более
Рабочая среда
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %
Относительное отличие результатов вычислений ПО «Визард СИКН» от опорных не превышает 0,001 % при реализации функций:
- «Выполнение поверки преобразователей расхода по трубопоршневой поверочной установке»;
- «Выполнение контроля метрологических характеристик преобразователей расхода по трубопоршневой поверочной установке»;
- «Выполнение контроля метрологических характеристик поточных преобразователей
плотности по ареометру».
Электропитание СИКН:
- напряжение питающей сети, В:

измерительных цепей силовых цепей - частота питающей сети, Гц Температура окружающей среды, °С:	от 198 до 242; от 342 до 418; от 49 до 51.
- для средств измерений, находящихся в БИЛ	от минус 40 до 40;

- для ТПУ и средств измерений, находящихся в помещении БИК от 5 до 30;
- для средств измерений, находящихся в помещении операторной от 21 до 35;

Атмосферное давление, кПа Относительная влажность воздуха, %

от 84,0 до 106,7; от 30 до 80.

Среднее время наработки на отказ СИКН, ч                      12353.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность средства измерений
Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации, инструкция по эксплуатации СИКН, методика поверки СИКН, методика измерений массы нефти СИКН, техническая документация на компоненты СИКН.
Поверка осуществляется по документу МП 48149-11 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 513 ПСП «Александровское» ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 20 июня 2011 г.
Основные средства поверки: поверочная установка на базе весов и мерников с пределами допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,02 %, трубопоршневая поверочная установка 1-го разряда с пределами допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 %; пикнометрическая установка в комплекте с измерительными металлическими напорными пикнометрами вместимостью не менее 450 см³ с пределами допускаемой погрешности измерений плотности ± 0,15 кг/м³; манометры грузопоршневые МП-6 и МП-60 с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,05 %; калибратор температуры цифровой АТС-155В с диапазоном воспроизводимых температур от минус 24 до плюс 155 °С и пределами погрешности установления заданной температуры ± 0,2 °С.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе ФР.1.29.2011.10085 «Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 513 ПСП «Александровское» ОАО «Томскнефть» ВНК».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 513 ПСП «Александровское» ОАО «Томскнефть» ВНК

• 1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
  
• 2. ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей.
  
• 3. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго № 69 от 31.03.2005 г.
  
• 4. Рабочий проект «Система измерений количества и показателей качества нефти №513 ПСП «Александровское» (ЦТП «Советского н.м.р») ОАО «Томскнефть» ВНК, разработанный ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК».
  
• 5. Рабочий проект «Система обработки информации на базе ИВК МикроТЭК для СИКН №513 ПСП «Александровское» ОАО «Томскнефть» ВНК».
  
• 6. «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 513 ПСП «Александровское» ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утверждена руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 20 июня 2011 г.
  
• 7. МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
  

Лист № 6 всего листов 6 Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
СИКН применяется при проведении торговых и товарообменных операций.
Открытое акционерное общество «Томскнефть» ВНК.
Юридический адрес: 636780, Россия, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23. Почтовый адрес: 636780, Россия, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23. Телефон: (8 38259) 6-96-81/,(8 38259) 6-95-50 тел/факс (8 38259) 6-96-35.
E-mail: j sctn@tomskneft.ru.

Заявитель

Испытательный центр