Система измерений количества и показателей качества нефти "Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 2093 п. 01 от 24.12.2014Приказ 2092 п. 01 от 24.12.2014Приказ 509 п. 15 от 17.05.2013
Класс СИ 29.01.04
Примечание 24.12.2014 Внесены изменения в описание типа24.12.2014 Внесены изменения в описание типа
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ОАО «Верхневолжскнефтепровод» и ЗАО «Рязанская НПК».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью ультразвуковых счетчиков, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, системы сбора и обработки информации, системы дренажа. В процессе эксплуатации системы используются блок фильтров, узел регулирования давления, блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарная поверочная установка, узел подключения передвижной поверочной установки и узел отбора проб, входящие в состав системы измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ».

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 измерительных каналов объема (объемного расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, объемного расхода нефти в БИК и системы сбора и обработки информации, в которые входят средства измерений, указанные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Г осударственном реестре средств измерений под №

Счетчики ультразвуковые «Altosonic-5» (далее - ПР)

18656-99

Счетчики ультразвуковые Altosonic-5

18656-00

Датчики температуры 644, 3144Р

39539-08

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-99

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-04

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-10

Датчики давления Метран - 150

32854-09

Преобразователь плотности измерительный модели 7835

15644-96

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

52638-13

Преобразователь плотности и вязкости измерительный модели 7827

15642-96

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Г осударственном реестре средств измерений под №

Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951

15645-96

Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951

15645-01

Манометры для точных измерений типа МТИ

1844-63

Манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ

26803-11

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

303-91

Расходомер ультразвуковой «Fluxus»

29099-05

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (свидетельство о метрологической      аттестации      программного      обеспечения

№ 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011)

38623-11

Блоки обработки данных VEGA-03

20498-00

Контроллер программируемый Simatic S7-400

15773-11

Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную ВНР-1900 «Вэдьэпсер» (Венгрия) II-го разряда, заводской номер 80799, аттестат испытания №6256/1980.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss S600+, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации алгоритмов и программы обработки результатов измерений № 224014-12 от 11.09.2012)) 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 2.

Т а б л и ц а 2

Наименование

ПО

Идентиф икационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Операционная система FloBoss модели S600+

LinuxBinary.app

06.09е/09е

0259

CRC 16

Наименование

ПО

Идентиф икационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

АРМ оператора УРСУ СИКН № 437 «ГКС РАСХОД НТ УРСУ»

mass_netto.pas

-

7673463c

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 дисплее контроллера измерительного FloBoss S600+ и дисплее компьютера АРМ оператора. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по метрологически значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения 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 «C» 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 приведены в таблице 3.

Т а б л и ц а 3

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Диапазон измерений расхода, м3/ч

от 553 до 3600

Количество измерительных линий, шт.

2

Диапазон измерений плотности, кг/м3

от 865,5 до 885,5

Диапазон измерений кинематической вязкости, мм2/с (сСт)

от 14 до 36

Диапазон измерений давления в системе, МПа

от 0,2 до 0,6

Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С

от плюс 3,8 до плюс 18,7

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Наименование характеристики

Значение характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто измеряемой среды, %

± 0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности измеряемой среды, кг/м3

± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры измеряемой среды, °С

± 0,2

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности системы при измерении вязкости измеряемой среды, %

± 1,0

Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении давления измеряемой среды, %

± 0,5

Режим работы

Непрерывный

Средний срок службы системы, не менее

10 лет

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока

380 В, трехфазное, 50 Гц

280 В, однофазное, 50 Гц

Климатические условия эксплуатации системы:

- температура окружающего воздуха, °С

От минус 41 до плюс 38

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С, не менее

Плюс 15

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %

От 30 до 80

- относительная влажность окружающего воздуха, %

От 55 до 98

- атмосферное давление, кПа

От 84 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ», заводской № 120, 1 шт.;

- инструкция по эксплуатации узла резервной схемы учета (УРСУ) системы измерений количества и показателей качества (СИКН) нефти № 437, 1 экз.;

- руководство пользователя АРМ оператора, 1 экз.;

- документ МП 0026-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», 1 экз.;

- паспорт, 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0026-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 14 сентября 2012 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900 «Вэдьэпсер» (Венгрия) II-го разряда диапазон расхода измеряемой среды от 190 до 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

- калибратор температуры модели АТС 157 В с внешним эталонным датчиком STS100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 45 °С до 155 °С, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;

- многофункциональный калибратор давления MC5-R-IS, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,015 % ИВ + 0,01% ВПИ);

- 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 ± 5x10’4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5х 108 имп.

Сведения о методах измерений

Для измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений, изложенный в документе МИ 0521-2012 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений узлом резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ ОАО «Верхневолжскнефте-провод» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2008/209014-12 от 31.08.2012, код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012. 13320).

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»;

3. Техническая документация общества с ограниченной ответственностью «Научнопроизводственное предприятие «ГКС».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли.

Развернуть полное описание