| Номер в госреестре | 62140-15 |
| Наименование СИ | Система измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Газпром нефтехим Салават" |
| Изготовитель | "M+F Technologies GmbH", Германия |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Г азпром нефтехим Салават" (далее - система) предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы темных нефтепродуктов, отгружаемых в железнодорожные цистерны ОАО "Г азпром нефтехим Салават".
Система состоит из 4 (четырех) независимых измерительных линий (100MS, 200MS, 300MS, 400MS), системы верхнего уровня и АРМ-ов операторов.
В состав каждой измерительной линии входят следующие средства измерений:
• счетчик-расходомер массовый Micro Motion (Г осреестр № 45115-10);
• термометр сопротивления серии 90 (Госреестр № 38488-08);
• преобразователь давления измерительный EJX (Г осреестр № 28456-09);
• манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 2 (Госреестр № 55984-13);
• модули ввода/вывода серии 300 (Госреестр № 15773-11, 15772-11);
• барьер искрозащиты - преобразователь измерительный тока и напряжения с гальванической развязкой серии К типа KFD2-STC4-Ex (Госреестр №22153-14);
• барьер искрозащиты - универсальный температурный преобразователь серии K типа KFD2-UT2-Ex (Госреестр №22149-14);
• двухходовые конусные краны Ду50 и Ду250;
• двухходовые конусные краны Ду50 и Ду250 в комплекте с пневматическими приводами, электромагнитными клапанами, коробками концевых выключателей и датчиком положения;
• обратные клапаны Ду50 и Ду250;
• регулирующий клапан DN250 в комплекте с пневматическим приводом, позиционером, переключателем, электромагнитным клапаном;
• компенсатор DN250.
Принцип работы системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы темных нефтепродуктов (мазута, вакуумного газойля) с помощью расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы с расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефтепродуктов по реализованному в нем алгоритму.
В состав системы верхнего уровня входят:
• система верхнего уровня на базе Simatic WinCC v7.0;
• резервированный контроллер Simatic S7-412-3H в комплекте с удаленными модулями ввода/вывода серии 300;
• резервированные WinCC серверы;
• автоматизированные рабочие станции оператора (2шт.).
Преобразователи расхода преобразуют текущие значения параметров нефтепродуктов в импульсно-частотные сигналы с амплитудой до 24 В и частотой от 2 Гц до 10 кГц. Импульсно-частотные сигналы с вторичных преобразователей расходомеров массовых типа Micro Motion CMFHC3 суммируются высокоскоростными счетными модулями 6ES7 352-5, передаются в систему верхнего уровня WinCC и отображаются на мнемосхемах мониторов АРМ-операторов.
Сигналы с первичных измерительных преобразователей температуры поступают на входы барьера искрозащиты KFD2-UT2-Ex, далее сигналы от барьера поступают на модули аналого-цифрового преобразования 6ES7 тип 331 контроллера S7-412-3H.
Сигналы с первичных измерительных преобразователей давления поступают на входы модулей аналого-цифрового преобразования 6ES7 тип 331 контроллера Simatic S7-412-3H.
Система позволяет также выдавать управляющие и аварийные сигналы.
Система обеспечивает:
• автоматизированное измерение массы нефтепродуктов прямым методом динамиче
ских измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры и давления нефтепродуктов;
• управление выдачей заданной дозы темных нефтепродуктов;
• суммирование массы темных нефтепродуктов, прошедшей через преобразователь
расхода;
• управление процессом налива темных нефтепродуктов;
• управление отсечными клапанами, используемыми при наливе темных нефтепродуктов;
• индикацию показаний значений массового расхода, отгруженной массы, температуры, давления темных нефтепродуктов;
• передачу информации на принтер и в систему предприятия;
• проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего РМ с применением стационарной поверочной трубопоршневой двунаправленной установки;
• автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
• защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами;
• архивирование данных за период;
• формирование в собственной базе данных отчетных сведений по отгрузкам;
• визуализацию метрологически значимых параметров на АРМе (температура, давление, отгруженная масса нефтепродуктов).
В составе Системы предусмотрено серверное оборудование, контроллерное оборудование S7-412-3H с удаленными модулями ввода/вывода серии 300 (Госреестр №15773-11, 15772-11), автоматизированные рабочие места оператора с системой визуализации (далее АРМ), линии связи датчиков и контроллерного оборудования.
Серверное оборудование, получающее информацию по сети Ethernet, предназначено для хранения программного проекта и полученной измерительной и расчетной информации.
Автоматизированные рабочие станции, реализованные на базе персональных компьютеров и получающие информацию по сети Ethernet от серверного оборудования, обеспечивают визуализацию результатов измерений, необходимых для функционирования Системы.
Контроллерное оборудование, связанное с удаленными модулями ввода/вывода по сети PROFIBUS, обеспечивает выполнение алгоритмов управления и расчета при выполнении измерений и передачу измерительной информации по протоколу Ethernet в серверное оборудование.
Структурная схема Системы приведена на рис.1.
Схема структурная системы измерения количества темных нефтепродуктов в составе АУТН ОАО «Газпром Нефтехим Салават»
Управление и контроль
WinCC Клиент 1
WinCC Клиент 2
Ethernet
Profibus
Рисунок 1 - Структурная схема Системы
Программное обеспечение (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). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень идентификационных параметров метрологически значимого программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | 10101327 Salavat v 1 0 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC16 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | - |
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 мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных.
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 по Р 50.2.077-2014 - высокий.
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон изменений расхода, т/ч | от 100 до 500 |
| Диапазон измерений температуры, °С | от плюс 25 до плюс 120 |
| Диапазон измерений давления, бар | от 1,0 до 8,0 |
| Диапазон изменений плотности, кг/м3 | 874,3-1040,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефтепродуктов, °С | ± 1,0 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефтепродуктов, % | ± 1,0 |
| Количество измерительных линий, шт | 4 |
| Режим работы системы | Периодический |
| Электропитание от сети переменного тока: - напряжение, В - частота, Гц | 220 (+10%-15%) (50±1) |
| Потребляемая мощность, кВ-А не более | 5 |
| Температура окружающей среды, °С | от минус 40 до плюс 40 |
| Относительная влажность, при температуре 25 °С, % | 30...95 (без конденсации влаги) |
| Атмосферное давление, кПа | 84.. .107 |
| Средний срок службы, лет | 15 |
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Таблица 3
| Наименование | Обозначение, тип | Количество, шт. |
| Система измерений количества темных нефтепродуктов в составе АУТН ОАО "Г азпром нефтехим Салават" в составе: | Система измерений количества темных нефтепродуктов в составе АУТН ОАО "Г азпром Нефтехим Салават" | 1 |
| 1. Измерительные линии | 100MS, 200MS, 300MS, 400MS | 1 комплект. |
| 2. Сервер приложений | x86 совместимый компьютер, требования: Не хуже Intel Xe E5606, 4Gb 1333 MHz DDR, Hard 2x500 Gb | 2шт |
| 3. Рабочие станции комплекса | x86 совместимый компьютер, требования: Не хуже Core i5-2400, 3,1 GHz, RAM 2х2Gb 1333MHz, Hard 100Gb | 2шт |
| Архивная станция | x86 совместимый компьютер, требования: Не хуже Intel Xe E5645 2,6 GHz, 8Gb 1333 MHz DDR, Hard 2x300 Gb | 1 шт |
| Комплект стандартного программного обеспечения: для серверов и рабочих станций комплекса | Microsoft Windows Server 2008, Standart Operating System (32-bit) Microsoft Windows 7 Professional 32-bit | 3 комплекта 2 комплекта |
| Комплект специализированного ПО | WinCC V7.0 SP3 Upd1 | 4 комплекта |
| Комплект эксплуатационной документации, в том числе: Руководство эксплуатации Методика поверки | ПГМВ.401250.108-И3.01-АСУ ПГМВ.401250.108-МП | 1 компл. |
осуществляется в соответствии с документом ПГМВ.401250.108-МП "ГСИ. Система измерений количества темных нефтепродуктов в составе АУТН ОАО "Газпром нефтехим Салават". Методика поверки", утвержденным ФГУП "ВНИИМС" 11 августа 2015 г.
Основные средства поверки:
• стационарная установка поверочная трубопоршневая двунаправленная BiPr-MA (Госреестр №50713-12) с диапазоном измерений расхода 12-720 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
• калибратор многофункциональный TRX-IIR (Госреестр №42789-09), пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения силы постоянного тока в диапазоне от 0 до 24 мА составляет ± (0,01% ИВ+0,02% ВПИ), пределы допускаемой основной погрешности при воспроизведении частоты с диапазоном амплитуд от 0 до 24 В составляет ±0,01 Гц (в диапазоне от 0 до 100 Гц ), ±1 Гц (в диапазоне от 0 до 20000 Гц).
изложены в документе "ГСИ. Методика измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Газпром нефтехим Салават", зарегистрированная в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № ФР.1.29.2015.19872.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Газпром нефтехим Салават”
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 фирмы M+F Technologies GmbH, Германия.
