Назначение типа средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти Таманского нефтяного терминала ЗАО "Таманьнефтегаз" (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти на Таманском нефтяном терминале ЗАО "Та-маньнефтегаз".
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 комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из блока измерительных линий (пяти рабочих измерительных линий, одной резервной измерительной линии, одной контрольно-резервной измерительной линии). Количество рабочих измерительных линий обеспечивают необходимый объёмный расход при динамических измерениях массы, блока измерений показателей качества нефти (измерительные каналы температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти).
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные HTM, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38725-08;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 5642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- преобразователи давления измерительные EJA, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14495-09;
- датчики температуры 644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 39539-08;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 26803-06;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 44252-10;
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 19240-05.
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 комплексе измерительно-вычислительном ИМЦ-03 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. 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 комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03 | Нефть. Нефтепродукты. Преобразователи объемного расхода. | 342.01.01 | 1FEEA203 | CRC 32 |
| ПО АРМ оператора "Форвард" | Комплекс про граммного обеспечения верхнего уровня "Форвард" | 4.0.0.1 | 3B6A10D6 | CRC 32 |
ПО имеет:
- свидетельство об аттестации программного обеспечения комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03 № ПО-2550-03-2011, выданное ФГУП ВНИИМ им. Д.И. Менделеева 14.01.2011 г.;
- свидетельство об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 1439014-06, выдано ФГУП ВНИИР 15.12.2006 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" |
| Диапазон измерений объёмного расхода при динамических измерениях массы , м3/ч | От 300 (349) до 8000 (9877) |
| Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С | От 5 до 40 |
| Верхний предел измерений избыточного давления в системе, МПа | 4,0 |
| Диапазон измерений плотности измеряемой среды при температуре 20°С и избыточном давлении равным нулю, кг/м3 | От 810 до 860 |
| Диапазон измерений кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, сСт | От 2 до 45 |
| Диапазон измерений объёмной доли воды в измеряемой среде, % | От 0,01 до 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м3 | ± 0,36 |
| Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений кинематической вязкости, % | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений 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 Таманского нефтяного терминала ЗАО "Таманьнефтегаз". Заводской № 473/444 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти ЗАО "Таманьнефтегаз" | 1 экз. |
| Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Таманского нефтяного терминала ЗАО "Таманьнефтегаз". Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР 27.09.2012 г. | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 52887-13 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Таманского нефтяного терминала ЗАО "Таманьнефтегаз" Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 27.09.2012 г.
Перечень основных средств поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, максимальный объёмный расход 2000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
- 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 х 108 имп;
- установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 700 до 1000 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01;
- 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 инструкции 0418.01.00.000 ИС МИ Методика (метод) измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти Таманского нефтяного терминала ЗАО "Таманьнефтегаз", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2012.11633.
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.
