Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 616 п. 01 от 25.06.2013Приказ 2872 от 16.06.11 п.06
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 43021
Примечание 25.06.2013 Внесены изменения в описание типа
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 8.510-2002, ГОСТ Р 8.595-2004
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение типа средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН" (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН".

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные сигналы преобразователей массового расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

Система состоит из трех рабочих и одного резервного измерительных каналов массы нефти и измерительных каналов температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.

В состав измерительных каналов системы входят следующие средства измерений:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели DS, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;

- преобразователь давления измерительный 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;

- преобразователь давлений AUTROL модели APT3100, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 37667-08;

- термопреобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 27129-04;

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 26803-06;

- манометр деформационный образцовый с условной шкалой МО модели 1227, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 5768-67;

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;

- установка трубопоршневая Сапфир МН, исп. Сапфир МН-500, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 41976-09;

- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 19240-05.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;

- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Система расположена на ПСП "Нижнекамск", г. Нижнекамск, РТ, РФ.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) реализовано в комплексе измерительновычислительном ИМЦ-03 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую 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).

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО, реализованные в комплексе измерительновычислительном ИМЦ-03 и АРМ оператора системы, приведены в таблице

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

ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 имеет свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № ПО-2550-04-2011, выдано ФГУП "ВНИ-ИМ им. Д.И. Менеделеева" 14.01.2011 г.

ПО АРМ оператора системы имеет свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08, выдано ФГУП ВНИИР 24.10.2008 г.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. 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. ПО системы имеет уровень защиты C (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).

Технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"

Массовый расход, т/ч

От 135 до 865

Температура нефти, °С

От 5 до 40

Давление нефти в системе, МПа

От 0,5 до 1,6

Плотность нефти в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

От 890 до 910

Кинематическая вязкость нефти в рабочем диапазоне температуры, сСт

От 20 до 70

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры, °С

± 0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления, %

± 0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м3

± 0,3

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %

± 0,05

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений кинематической вязкости, %

± 1,0

Электроснабжение

380 В, трехфазное, 50 Гц

220 В, однофазное, 50 Гц

Категория электроснабжения по документу "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ)

1

Режим работы

Непрерывный

Средний срок службы, год, не менее

8

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом, при этом указывают номер свидетельства об утверждении типа и дату его выдачи.

Комплектность

Наименование

Количество

Обозначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН".

Заводской № 01

1 шт.

0228.00.00.000

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН"

1 экз.

Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН". Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР 20.02.2011 г.

1 экз.

Поверка

Осуществляется по документу МП 47095-11 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН". Методика поверки", утверждённому ФГУП ВНИИР 20.02.2011 г.

Перечень основных средств поверки:

- установка трубопоршневая Сапфир МН, исп. Сапфир МН-500, максимальный расход 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,1 %;

- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 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 %;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- 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.;

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Сведения о методах измерений

В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в инструкции "Методика (метод) измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 495 ПСП "Нижнекамск" Альметьевского РНУ ОАО "СЗМН", зарегистрированной в Федеральном реестре № ФР.1.29.2004.01222.

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание