Система измерений количества темных нефтепродуктов на АУТН темных нефтепродуктов ОАО "Газпром нефтехим Салават", 65021-16

Назначение

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 "Газпром нефтехим Салават".

Описание

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.р. № 45115-10);

—термометр сопротивления серии 90 (Г.р. № 38488-08);

—    преобразователь давления измерительный EJX (Г.р. № 28456-09);

—    манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 2 (Г.р. № 55984-13);

—    модули ввода/вывода серии 300 (Г.р. № 15773-11, 15772-11);

—    барьер искрозащиты - преобразователь измерительный тока и напряжения с гальванической развязкой серии К типа KFD2-STC4-Ex (Г.р. №22153-14);

—    барьер искрозащиты - универсальный температурный преобразователь серии K типа KFD2-UT2-Ex (Г.р. №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, пиролизной смолы, сырья для битума) с помощью расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы с расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительновычислительного 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 15 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 динамических 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 (Г.р. №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.

Программное обеспечение

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

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.

Технические характеристики

Таблица 2

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 3

Поверка

осуществляется по документу ПГМВ.401250.118-МП "ГСИ. Система измерений количества темных нефтепродуктов в составе АУТН ОАО "Газпром нефтехим Салават". Методика поверки", , утвержденной ФГУП "ВНИИМС" 30.05.2016 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).

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

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.1.29.2016.23519.

Нормативные документы

—ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".

—ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

—Техническая документация изготовителя M+F Technologies GmbH, Германия.