Назначение типа средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) № 732 на нефтебазе "Усть-Луга" (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти на нефтебазе "Усть-Луга" "Балтийской трубопроводной системы. БТС-2".
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 косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода турбинных и преобразователей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода турбинных, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из основного блока измерительных линий (четыре измерительные линии), обеспечивающих при параллельном включении необходимый объёмный расход при динамических измерениях массы, резервного блока измерительных линий (четыре измерительные линии), предназначенных для использования при отказе основной измерительной линии, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователя расхода жидкости турбинного MVTM, двух блоков измерений показателей качества нефти (измерения температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти).
Особенностью конструкции системы является использование резервного блока измерительных линий, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией для работы с СИКН № 104, СИКН № 731, СИКН № 732, расположенных на территории нефтебазы Усть-Луга.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
- вычислители расхода жидкости и газа модели 7951, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15645-06
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-05, с измери-
тельными преобразователями 644, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;
- манометры для точных измерений типа МТИ, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 23520-07;
- контроллеры измерительные FloBoss S600, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38623-08.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и объёмного расхода нефти 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;
- автоматизированное 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.
Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss S600 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора СИКН № 732. ПО 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 процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные 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 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 контроллера измерительного FloBoss S600 | vxworks | 05.33_ feb_16_2007 | 2942 | CRC16 |
| ПО АРМ оператора СИКН № 732 | ПО "OZNA-Flow" | v 2.1 | 74CB64B8 | CRC32 |
ПО имеет:
- свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений контроллера измерительного FloBoss S600 № 15510114-06, выданное ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г.;
- свидетельство об аттестации автоматизированного рабочего места оператора ("OZNA-Flow") № 40014-11, выдано ФГУП ВНИИР 31.03.2011 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) записываются 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" |
| Объёмный расход системы при динамических измерениях массы, м3/ч | От 800 до 12000 |
| Температура измеряемой среды, °С | От 0 до 40 |
| Максимальное давление в системе, МПа, не более | 1,9 |
| Плотность измеряемой среды при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 | От 830 до 870 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды при температуре 20°С, сСт | От 2 до 60 |
| Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более | 1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении давления, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности, кг/м3 | ± 0,36 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении кинематической вязкости, % | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объемной доли воды, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга". Заводской № 198 | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 732 ООО "Спецморнефтепорт Усть-Луга" | 1 экз. |
| Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга". Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г. | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 49366-12 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга". Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г.
Перечень основных средств поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 4000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 700 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м3;
- контроллер измерительный FloBoss S600, пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объёма, массы ± 0,01 %;
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до155 °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.;
- установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 700 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,02%;
- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 % соответственно;
- 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.
Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.
Сведения о методах измерений
В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти. Методика измерений приведена в "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 732 на нефтебазе "Усть-Луга", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2011.10310.
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, выполнение работ по расфасовке товаров.
