| Номер в госреестре | 65648-16 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала (далее - система) предназначена для измерения расхода, количества (массы) и показателей качества рабочей среды (нефть, газовый конденсат стабильный, дизельное топливо, бензины прямогонные, бензины технические прямогонные, бензины для промышленных целей, фракция бензиновая прямогонная, бензин газовый стабильный, бензольная фракция) и определения массы нетто нефти.
Принцип действия системы основан на применении косвенного метода динамических измерений массы рабочей среды с помощью преобразователей расхода турбинных (далее -ТПР) и преобразователей плотности. Выходные сигналы ТПР, средств измерений (далее - СИ) температуры, давления, плотности, влагосодержания поступают на соответствующие входы системы обработки информации (далее - СОИ), который преобразует их и вычисляет массу рабочей среды. Массу нетто нефти определяют, как разность массы брутто нефти и массы балласта.
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 системы и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав системы входят:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ), который состоит из пяти рабочих измерительных линий (далее - ИЛ) DN 250, одной резервной ИЛ DN 250, одной резервноконтрольной ИЛ DN 250, входного коллектора DN 800, выходного коллектора DN 800 и коллектора выхода на трубопоршневую поверочную установку (далее - ТПУ) DN 400;
- блок измерений показателей качества рабочей среды (далее - БИК);
- блок ТПУ;
- СОИ.
Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода и объема рабочей среды;
- вычисление массы рабочей среды, массы брутто нефти и массы нетто нефти за установленные интервалы времени;
- дистанционное и местное измерение температуры и избыточного давления рабочей
среды;
- автоматическое измерение плотности, вязкости, объемной доли воды в рабочей среде, разности давлений на фильтрах, объемного расхода рабочей среды в БИК;
- вычисление плотности рабочей среды, приведенной к стандартным условиям и условиям измерения объема;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти и вычисление средневзвешенного значения за установленные интервалы времени;
- определение массовой доли воды в нефти и вычисление средневзвешенного значения за установленные интервалы времени;
- контроль метрологических характеристик ТПР рабочих ИЛ по ТПР резервноконтрольной ИЛ без нарушения процесса измерений в автоматизированном режиме;
- контроль метрологических характеристик ТПР с применением ТПУ без нарушения процесса измерений в автоматизированном режиме;
- поверка ТПУ по передвижной поверочной установке на базе мерника в автоматизированном режиме;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация, хранение и передача на верхний уровень результатов измерений и вычислений;
- формирование и хранение отчетов об измеренных и вычисленных параметрах;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
СИ, входящие в состав системы, представлены в таблице 1.
Таблица 1 - СИ, входящие в состав системы
| № п/п | Наименование СИ | Регистрационный номер |
| БИЛ | ||
| 1 | Преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии HTM модели HTM10 | 38725-08 |
| 2 | Преобразователи давления измерительные EJA530 | 14495-09 |
| 3 | Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| БИК | ||
| 1 | Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 | 15642-06 |
| 2 | Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 | 15644-06 |
| 3 | Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| 4 | Преобразователи давления измерительные EJA530 | 14495-09 |
| 5 | Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Блок ТПУ | ||
| 1 | Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные OGSB | 44252-10 |
| 2 | Преобразователи давления измерительные EJA530 | 14495-09 |
| 3 | Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Входной/выходной коллекторы | ||
| 1 | Преобразователи давления измерительные EJA530 | 14495-09 |
| СОИ | ||
| 1 | Комплексы измерительно-вычислительные «ИМЦ-03» (далее - ИВК) | 19240-11 |
| 2 | Автоматизированное рабочее место (далее -АРМ) оператора | - |
Программное обеспечение (далее - ПО) системы реализовано в ИВК (ПО ИВК) и в АРМ оператора (ПО АРМ оператора «Форвард»). ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений и вычислений системы, а также защиту и идентификацию ПО системы.
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО системы приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО системы
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||
| ПО ИВК | ПО АР | М оператора «Форвард» | ||
| Идентиф икационное наименование ПО | oil tm.exe | ArmA.dll | ArmMx.dll | ArmF.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 342.01.02 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 4.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6297F2E8 | 8B71AF71 | 30747EDB | 96ED4C9B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC32 | CRC32 | CRC32 |
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 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.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Метрологические и технические характеристики системы, в том числе показатели точности, представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазоны входных параметров рабочей среды: - массового расхода при минимальной плотности рабочей среды, т/ч - массового расхода при максимальной плотности рабочей среды, т/ч - избыточного давления, МПа - температуры, °С - плотности при температуре 20 °С и избыточном давлении равным нулю, кг/м3 - кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, сСт | от 221 до 6500 от 340 до 10000 от 0,52 до 2,57 от -20 до +45 от 650 до 1000 от 0,5 до 45,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы (массового расхода) рабочей среды, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в месте установки СИ (БИЛ), °С | от -28 до +50 |
| - температура окружающей среды в месте установки СИ | |
| (БИК), °С | от +18 до +24 |
| - температура окружающей среды в месте установки СОИ | |
| (шкаф ИВК), °С | от +18 до +24 |
| - относительная влажность окружающей среды, % | от 30 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84,0 до 106,7 |
| Параметры электропитания: | |
| а) напряжение, В | |
| - силовое оборудование | 330, трехфазное |
| - технические средства СОИ | 220, однофазное |
| б) частота, Гц | 50±1 |
| Потребляемая мощность, В А, не более | 2000 |
| Режим работы системы | периодический, |
| автоматизированный | |
| Габаритные размеры, мм, не более: | |
| а) площадки БИЛ | |
| - длина | 14800 |
| - ширина | 12650 |
| - высота | 3660 |
| б) блок-бокса БИК | |
| - длина | 6100 |
| - ширина | 4400 |
| - высота | 3200 |
| в) шкафа ИВК | |
| - ширина | 800 |
| - высота | 1900 |
| - глубина | 400 |
| Масса, кг, не более: | |
| - модулей БИЛ | 54500 |
| - блок-бокса БИК | 10200 |
| - шкафа ИВК | 400 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность системы представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала, заводской № 473/444 | 1 шт. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала. Паспорт | 1 экз. |
| МП 2308/1-311229-2016. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала. Методика поверки | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 2308/1-311229-2016 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала. Методика поверки», утвержденному
ООО Центр Метрологии «СТП» 23 августа 2016 г.
Основное средство поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB 1-го разряда, диапазон измерений объемного расхода от 300 до 2000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
«Инструкция. Г осударственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала», аттестованная
ООО Центр Метрологии «СТП», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1708/1-43-311459-2016 от 17 августа 2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 06.11.2024 |
