Назначение типа средства измерений
Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто нефти при проведении коммерческих учетных операций между сдающей и принимающей сторонами при отказе основной системы измерений количества и показателей качества нефти НПС ПСП «Нижнекамский НПЗ» (далее -основная система).
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью ультразвукового преобразователя объемного расхода. Выходные электрические сигналы с ультразвукового преобразователя объемного расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительною комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из измерительной линии, оснащенной ультразвуковым преобразователем расхода, датчиком температуры и датчиками давления, термометром и манометром, а также из пробозаборного устройства щелевого типа, системы обработки информации и системы дренажа учтенной нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты.
Система состоит из одного рабочего измерительного капала объема нефти, а также измерительных каналов температуры и давления нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- расходомер UFM 3030 (далее - УЗР), заводской № 2470;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- датчик температуры 644. Госреестр №39539-08.
В систему обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», Госреестр № 19240-11. свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № ПО-2550-04-2011, выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14.01.2011 г.;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08, выдано ФГУП ВНИИР 24.10.2008 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, Госрссстр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным метолом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающие средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик УЗР с применением установки трубопоршневой Сапфир МИ, исп. Сапфир МИ-500 (далее - ТПУ) и счетчиков-расходомеров массовых модели DS (далее - СРМ) (3 шт.), входящих в состав основной системы;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы на базе ПО «Rate АРМ оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено па метрологически значимую и метрологически незначимую 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 периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице I.
| Таблица | |
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03 | Нефть, нефтепродукты. Преобразователи массового расхода РХ.352.02.01.00 АВ | 352.02.01 | 14C5D41A | CRC32 |
| ПО АРМ оператора системы | «Rate АРМ оператора УУН» РУУН 2.1-07 АВ | 1.5.0.1 | 7cc3c6f61e776 43578b3ddb1b 5079a0b7ef1d5 921e5789ffd40 e261c6718ecce | ГОСТ Р34.11-94 Информационная технология. Криптографическая защита информации. Функция хеширования |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
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 защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Рабочий диапазон расхода, т/ч | От 135 до 865 |
| Количество измерительных линий, шт. | 1 |
| Плотность нефти в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | От 890 до 910 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, сСт | От 20 до 70 |
| Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | От 0,5 до 1,6 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | От 5 до 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,5 |
| Электроснабжение | 380 В, трехфазное, 50 Гц, 220 В, однофазное, 50 Гц |
| Категория электроснабжения по документу «Правила устройства электроустановок» | 1 |
| Режим работы | Непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульною листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН», 1 шт., заводской № 01;
- инструкция по эксплуатации системы;
- «Инструкция. ГСИ. Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВИИИР 7 сентября 2011 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 48880-12 «Инструкция. ГСИ. Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП «Нижнекамск» Альметьевского РПУ ОАО «СЗМН». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВИИ-ИР 7 сентября 2011 г.
Основные средства поверки:
- ТПУ, максимальный расход 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,1 %;
- СРМ, входящие в состав блока измерительных линий основной системы с верхним пределом измерений массового расхода измеряемой среды 1636,2 т/ч, пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,25 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительные модели 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,30 кг/м3;
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы брутто нефти ± 0,05 %, коэффициента преобразования преобразователя расхода ± 0,025 %;
- 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 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 5^108 имп.
- установка пикнометрическая с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до плюс 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Методика (метод) измерений. Масса нефти. Методика измерений резервной системой учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПОП «Нижнекамск» Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 103/2550-(01.00250-2008)-2011 от 03.02.2011 г.).
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2. Техническая документация 0228.1.00.00.000 «Нефтепровод НПС «Калейкино» -Нижнекамский НПЗ. Приемо-сдаточные пункты НК НПЗ. Система измерений количества и показателей качества нефти».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
