Система измерений количества и показателей качества нефти Таманского нефтяного терминала ЗАО "Таманьнефтегаз", 52887-13

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 "Таманьнефтегаз".

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

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).

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 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 х 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

3    3

1000 кг/м , пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м ;

-    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, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти Таманского нефтяного терминала ЗАО "Таманьнефтегаз"

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.