Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть", 49242-12

Назначение типа средства измерений

Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть" (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при осуществлении товарообменных операций между ОАО "Черномортранснефть" и ЗАО "Краснодарский НПЗ-Краснодарэконефть".

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 и плотности. Выходной сигнал преобразователей расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000, который преобразуют их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система состоит из одного измерительного канала массы нефти и измерительных каналов объема, давления, температуры, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.

При измерении массы брутто нефти объём нефти вычисляет контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, используя частотный выход расходомера UFM 3030 заводской

№ 2237. В системе используют действительные значения коэффициентов преобразования расходомера UFM 3030 заводской № 2237, определенные с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной и внесенные в контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000.

Особенностью конструкции системы является использование одного блока измерений показателей качества нефти для основной и резервной схем учета нефти.

В состав системы входят следующие средства измерений:

-    расходомер UFM 3030 заводской № 2237;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные 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 № 15642-06;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-05;

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

-    преобразователи давления измерительные 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-04;

-    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, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 37248-08;

-    контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15066-09.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматизированное измерение массы брутто нефти и массового 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 преднамеренных и непреднамеренных изменений установкой паролей разного уровня доступа;

-    регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов. Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительно-вычислительном OMNI 6000 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. 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 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 приведены в таблице

ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 имеет свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 2301-03 М-2009, выдано ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менеделеева" 15.10.2009 г.

ПО "RATE АРМ оператора УУН" 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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 49242-12 "Инструкция. ГСИ. Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть". Методика поверки", утверждённой ФГУП ВНИИР 15.07.2011 г.

Перечень основных средств поверки:

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объемный расход 550 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 %;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от

3    3

300 до 1100 кг/м , пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м ;

-    контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, пределы допускаемой приведенной погрешности при измерениях входных аналоговых электрических сигналов и преобразования в значения величин ± 0,1 %, пределы допускаемой относительной погрешности при измерениях периода импульсного электрического сигнала по входу преобразователя плотности ± 0,02 %, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения величин: массы продукта при применении преобразователей массового расхода ± 0,005 %, коэффициента преобразования (метер-фактора) преобразователей объёмного и массового расхода ± 0,005 %;

-    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*10 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.

Допускается использование других средств поверки с метрологическими характеристиками, не уступающими указанным.

Сведения о методах измерений

В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в документе "ГСИ. МАССА НЕФТИ. Методика измерений резервной системой учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть", аттестована ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева", свидетельство № 149/2550-(01.00250-2008)-2011.

Нормативные документы, устанавливающие требования к резервной системе учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП "Краснодарский" ОАО "Черномортранснефть"

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.