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.
