Назначение
Система измерений количества и показателей качества мазута № 352 ОАО «Черномор-транснефть» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы мазута при проведении учетных операций на объектах ОАО «Черномортранснефть» и ЗАО «Морской портовый сервис».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы мазута с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу мазута по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества мазута (далее - БИК), трубопоршневой поверочной установки, поверочной установки на базе эталонных мерников 1-го разряда, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух рабочих измерительных каналов массы мазута и одного контрольного измерительного канала объема мазута, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в мазута, массового и объемного расходов в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC2 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 42546-09;
- счетчик (преобразователь) жидкости лопастной Dу 10’’ (модели JB10-S3) (далее - счетчик), Госреестр № 44007-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, Госреестр № 1564406;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, Госреестр №14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99 и 14061-10;
- датчики температуры 644, Госреестр № 39539-08;
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 100 с измерительным преобразователем серии 2700, Госреестр № 13425-06.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600, Госреестр № 38623-08, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12.12.2006, выдано ФГУП ВНИ-ИР;
- система управления технологическим процессом «DELTA-V» фирмы «Emerson Process Management», свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора систем учета нефти и нефтепродуктов ПНБ «Шесхарис» ОАО «Черномортранснефть», разработанного ОАО «НПО «Спецэлектромеханика» № 75014-10 от 26.04.2010, выдано ФГУП ВНИИР.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы мазута прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности мазута;
- измерение давления и температуры мазута автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры мазута соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки СРМ с применением счетчика, установленного на контрольной линии, общей для систем измерений количества и показателей качества мазута № 352, № 351 и № 353, или с применением трубопоршневой установки «BROOKS-COMPACT PROVER» для жидких сред Ду 40 фирмы «BROOKS INSTRUMENT», Госреестр № 13655-93;
- проведение КМХ и поверки счетчика с применением трубопоршневой установки «BROOKS-COMPACT PROVER» для жидких сред Ду 40 фирмы «BROOKS INSTRUMENT»;
- проведение поверки трубопоршневой установки «BROOKS-COMPACT PROVER» для жидких сред Ду 40 фирмы «BROOKS INSTRUMENT» с применением поверочной установки на базе эталонных мерников 1-го разряда;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. 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 (ПО) системы (контроллеры измерительные FloBoss S600, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы на базе ПО системы управления технологическим процессом «DELTA-V» фирмы «Emerson Process Management») 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, 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 1.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО контроллера измерительного FloBoss S600 (основной) | DIZMAZ5152 (VxWorks) | 67DE0301,742D-C77E-B | 2a1f | CRC 16 |
| ПО контроллера измерительного FloBoss S600 (резервный) | DIZMAZ5152 (VxWorks) | 67DE0301,742D- C77E-B | ddd8 | CRC 16 |
| ПО комплекса программного автоматизированного рабочего места оператора систем учета нефти и нефтепродуктов ПНБ «Шесхарис» | Delta-V | Version 8 | 0001-0002-8940 | CRC 32 |
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 операторской станций управления 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 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 представлены в таблице 2.
______Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы________
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | мазут М- 40 и М-100 по ГОСТ 10585-99 «Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия» |
| Рабочий диапазон расхода, т/ч | От 120 до 1200 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочих, 1 контрольная) |
| Плотность измеряемой среды при 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3, не более | не нормируется |
| Массовая доля воды для марок М-40 и М-100, %, не более | 1,0 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более, для марок: - М-40 - М-100 | 0,5 1,0 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости при температуре 80 °С, сСт, не более, для марок: - М-40 - М-100 | 59,0 118 |
| Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | От 0,21 до 1,6 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | От 5 до 60 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой среды, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде, % | ± 0,05 |
| |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы мазута, % | ± 0,25 |
Окончание таблицы 2 - Основные метрологические и технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Режим работы системы | Периодический, автоматизированный |
| Параметры электропитания |
| - напряжение переменного тока, В | 380, 50 Гц 220, 50 Гц |
| Климатические условия эксплуатации системы |
| - температура окружающего воздуха, °С | От минус 28 до 40 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С | От 18 до 25 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | От 45 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | От 45 до 85 |
| - атмосферное давление, кПа | От 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества мазута № 352
ОАО «Черномортранснефть», 1 шт., заводской № 01;
- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества мазута № 352 ОАО «Черномортранснефть»;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества мазута № 352 ОАО «Черномортранснефть». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 декабря 2011 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 51237-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества мазута № 352 ОАО «Черномортранснефть». Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 19 декабря 2011 г.
Основные средства поверки:
- трубопоршневая установка «BROOKS-COMPACT PROVER» для жидких сред Ду 40 фирмы «BROOKS INSTRUMENT», верхний предел измерений расхода 3972 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности при поверке объемных преобразователей расхода и поверочных установок 2-го разряда ± 0,05 %, при поверке СРМ ± 0,09 %;
- счетчик, диапазон измерений расхода от 74 до 740 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,15 %, пределы допускаемой относительной погрешности в точках расхода ±0,1 %;
- контроллеры измерительные FloBoss S600, пределы допускаемой относительной погрешности измерений расхода, объема, массы жидкости ± 0,01 %, пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения напряжения ± 0,005 %, силы тока ± 0,04 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении импульсных сигналов ± 1 имп.;
- 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 производства фирмы «H&D Fitzgerald Ltd» с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности жидкости от 650 до 1100 кг/м3;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 25 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор электрических сигналов МС5-И в комплекте с модулем давления INT-20C, диапазон измерений от 0 до 2000 кПа, пределы допускаемой относительной погрешности ± (0,04% показания +0,01% верхнего предела диапазона измерений).
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Методика (метод) измерений. Масса мазута. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества мазута № 352 ОАО «Черномортранснефть» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/213014-11 от 26.12.2011 года, номер в Госреестре ФР.1.29.2010.06814).
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 ТЗ.ТСО.ОО8-08 «Система измерений количества и показателей качества мазута № 352 ОАО «Черномортранснефть».
3 Техническая документация 0011.00.00.000 «Система измерений количества и показателей качества мазута № 352 ОАО «Черномортранснефть».
4 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества мазута № 352 ОАО «Черномортранснефть». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 декабря 2011 г.
Рекомендации к применению
