Система измерительная Волгоградской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт", 53896-13

Назначение

Система измерительная Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» (далее - ИС), заводской № 01, предназначена для измерений массы и объема нефтепродуктов при: приеме, хранении в резервуарном парке нефтебазы и отпуске нефтепродуктов.

Описание

Принцип действия ИС состоит в получении измерительной информации с помощью измерительных преобразований, обработки результатов измерений, индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

При измерении массы и объема нефтепродуктов, при приеме или отпуске нефтепродуктов, применяется прямой метод динамических измерений с использованием счетчиков-расходомеров массовых.

При измерении массы и объема нефтепродуктов, при хранении в резервуарном парке нефтебазы, применяется косвенный метод измерений с использованием системы учета и контроля резервуарных запасов.

При измерениях температуры, давления и уровня нефтепродуктов при приеме, хранении в резервуарном парке нефтебазы и отпуске, применяется прямой метод измерений.

ИС состоит из измерительных, связующих, вычислительных и вспомогательных компонентов, образующих измерительные каналы (ИК):

-    ИК массы нефтепродукта при приеме - 4 шт.;

-    ИК избыточного давления нефтепродукта при приеме - 8 шт.;

-    ИК температуры нефтепродукта при приеме - 2 шт.;

-    ИК плотности нефтепродукта в резервуаре - 10 шт.;

-    ИК уровня нефтепродукта в резервуаре - 10 шт.;

-    ИК температуры нефтепродукта в резервуаре - 10 шт.;

-    ИК массы нефтепродукта в резервуаре - 10 шт.;

-    ИК объема нефтепродукта в резервуаре - 10 шт.;

-    ИК массы нефтепродукта при отпуске - 20 шт.;

-    ИК объема нефтепродукта при отпуске - 20 шт.;

-    ИК плотности нефтепродукта при отпуске - 20 шт.;

-    ИК температуры нефтепродукта при отпуске - 20 шт.

Измерительная информация с системы учета и контроля запасов, преобразователей температуры установленных на резервуарах, с расходомеров-счетчиков массовых и преобразователей температуры, установленных на узлах приема и постах налива нефтепродуктов, поступает через соответствующие контроллеры на два автоматизированных рабочих места операторов (далее - АРМ оператора) и сервер автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Все СИ входящие в состав ИС имеют взрывобезопасное исполнение и разрешение на применение на взрывоопасных объектах.

В ИС предусмотрена возможность ведения журнала отказов, неисправностей, пропаданий напряжения и других нештатных ситуаций работы оборудования и программного обеспечения, а также случаев нештатных действий персонала.

Для сохранности информации в случаях аварий и сбоев в ИС применяются источники бесперебойного питания.

Схемы пломбировки СИ из состава ИС в соответствии с их эксплуатационной документацией или как для аналогичных СИ в соответствии с МИ 3002-2006.

Перечень измерительных компонентов в составе ИС приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов в составе ИК

Программное обеспечение

ИС имеет встроенное программное обеспечение (ПО), которое подразделяется на:

-    метрологически значимую часть ПО, используемую для: преобразования, передачи и представления измерительной информации о количестве и параметрах нефтепродуктов, к которому относится ПО «ИСУ НПО Petronics. Модуль управления нефтебазой (Корпоративная АСУ НБ)», устанавливается в памяти АРМ оператора, в процессе эксплуатации данное ПО не может быть изменено, т.к. пользователь не имеет к нему доступа.

-    метрологически не значимую часть ПО, используемую для сбора измерительной информации, ее визуализации, накопление и хранение архива, формирования отчетных документов, осуществления информационного обмена сервера АСУ ТП и АРМ операторов, обеспечения безопасности и управления технологическим процессом, к которому относиться ПО «CitectSCADA» и «ORACLE», устанавливается в памяти сервера АСУ ТП и АРМ оператора.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Диапазон измерений массового расхода нефтепродукта, т/ч:

а)    при приеме    от 71 до 258

б)    при отпуске    от 20 до 100 Диапазон измерений массы нефтепродукта, т:

а)    при приеме    вместимость РВС

б)    при хранении    вместимость РВС

в)    при отпуске    вместимость автоцистерны Диапазон измерений объема нефтепродукта, т:

а)    при хранении    вместимость РВС

б)    при отпуске    вместимость автоцистерны Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

количества нефтепродуктов, %, не более:

а)    при приеме:

-    массы    ± 0,25

б)    при хранении в резервуарном парке:

-    массы1:

до 120 т    ± 0,65

от 120 т и более    ± 0,50

-    объема    ± 0,50

в)    при отпуске:

-    массы    ± 0,15

-    объема    ± 0,25 Диапазон измерений плотности нефтепродуктов, кг/м3 от 710 до 860 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности,

не более, %:

а)    при хранении    ± 0,20

б)    при отпуске    ± 0,15 Диапазон измерений температуры нефтепродуктов, °С от минус 20 до плюс 60 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефтепродуктов, °С:

а) при приеме    ± 1,0

б)    при хранении    ± 0,5

в)    при отпуске    ± 1,2 Диапазон измерений уровня нефтепродуктов в резервуарах, мм от 300 до 12000 Пределы допускаемой погрешности измерений уровня нефтепродуктов

в резервуарах, мм    ± 1,0

Диапазон измерений избыточного давления нефтепродуктов при приеме, МПа    от 0 до 0,3

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления нефтепродуктов при приеме, %, не более    ± 0,5

Диапазоны плотностей нефтепродуктов при 15 °С, кг/м3:

-    бензины    от 710 до 750

-    дизельные топлива    от 810 до 860 Диапазон температур бензинов и дизельных топлив, °С от минус 20 до плюс 40 Рабочие условия эксплуатации:

-    температура окружающей среды, °С:

-    для системы учета и контроля резервуарных запасов Entis,

узла приема и постов налива нефтепродуктов    от минус 40 до плюс 50

-    для контроллера Controllogix 1756    от 0 до 60

-    относительная влажность, %    от 30 до 80

-    атмосферное давление, кПа    от 84 до 106,7

+10% +10%

Напряжение электропитания от сети переменного тока частотой (50±1) Гц, В 220 _^5%, 380 _^5%

Диапазон температуры окружающей среды, °C    от минус 40 до плюс 50

Средний срок службы, лет, не менее    10

Знак утверждения типа

наносят на маркировочную табличку, крепящуюся снаружи на функциональные блоки ИС в виде наклейки, на титульном листе в левом верхнем углу руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.

Комплектность

Таблица 3 - Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МЦКЛ.0017.МП «Система измерительная Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 22.04.2013 г.

Основные средства поверки:

-    установка поверочная передвижная на базе массомеров УППМ (номер в Госреестре СИ РФ № 25749-03), зав. № 01, диапазон измерений от 22 до 320 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %;

-    компаратор напряжений Р3003, кл. 0,0005;

-    мера электрического сопротивления многозначная Р3026-1, кл. 0,002;

-    цифровой прецизионный термометр DTI-1000, предел допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры в диапазоне от минус 50 до плюс 300 оС: ± 0,03 оС;

-    коммуникатор HART или FOUNDATION Fieldbus;

-    манометр образцовый МО по ТУ 25-05-1664-74, диапазон измерений от 0 до 1,6 МПа, класс точности 0,25;

-    рулетка с грузом по ГОСТ 7502;

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, 1 класса, диапазон измерений от

0 до 55 оС;

-    мерник 2 разряда вместимостью 2,0 м3 с основной погрешностью не более ± 0,1 %, по ГОСТ 8.400-80;

-    весы электронные KES3000x-T4 фирмы Mettler-Toledo, НПВ 3000 кг, цена поверочного деления (е) 100 г (номер в Госреестре № 19327-05);

-    плотномер типа ПЛОТ-3 исполнения А, с диапазоном измерений плотности жидкости от 680 до 1010 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности при измерениях плотности ± 0,3 кг/м3.

Сведения о методах измерений

изложены в документах:

-    «ГСИ. Количество и параметры нефтепродуктов. Методика измерений системой измерительной Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» при приеме нефтепродуктов», ФР.1.29.2012.13615;

-    «ГСИ. Количество и параметры нефтепродуктов. Методика измерений системой измерительной Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» с использованием резервуаров стальных вертикальных номинальной вместимостью от 1000 до 2000 м3», ФР.1.29.2013.14276;

-    «ГСИ. Количество и параметры нефтепродуктов. Методика измерений системой измерительной Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» при отпуске нефтепродуктов в автоцистерны», ФР.1.29.2013.14277.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерительной Волгоградской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт

1.    ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

2.    ГОСТ Р 8.596-02 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3.    ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

4.    ГОСТ 8.558-93 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры».

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.