Назначение типа средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) № 104 на нефтебазе "Усть-Луга" (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти на нефтебазе "Усть-Луга" "Балтийской трубопроводной системы. БТС-2".
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 контроллера измерительного FloBoss S600, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из блока измерительных линий (четыре измерительных канала объёма нефти), резервного блока измерительных линий (четыре измерительных канала объёма нефти), блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией (один контрольный измерительный канал объёма нефти), блока измерений показателей качества нефти (измерительные каналы температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти).
Особенностью конструкции системы является использование резервного блока измерительных линий, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией для СИКН № 104, СИКН № 731, СИКН № 732.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
- вычислители расхода жидкости и газа модели 7951, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15645-06
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-05, с измерительными преобразователями 644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;
- манометры для точных измерений типа МТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 23520-07;
- контроллеры измерительные FloBoss S600, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38623-08.
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 контроллере измерительном FloBoss S600 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора СИКН № 104. 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
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО контроллера измерительного FloBoss S600 | vxworks | 05.33_feb_16_2007 | 5105 | CRC16 |
| ПО АРМ оператора СИКН № 104 | ПО "OZNA-Flow" | v 2.1 | 74CB64B8 | CRC32 |
ПО имеет:
- свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений контроллера измерительного
FloBoss S600 № 15510114-06, выданное ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г.;
- свидетельство об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11, выдано ФГУП ВНИИР 31.03.2011 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).
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Объёмный расход, м3/ч | От 800 до 5600 |
| Температура измеряемой среды, °С | От 0 до 40 |
| Максимальное давление в системе, МПа, не более | 1,6 |
| Плотность измеряемой среды при температуре 20°С и избыточном давлении равным нулю, кг/м3 | От 830 до 870 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, сСт | От 2 до 60 |
| Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более | 1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м3 | ± 0,36 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений кинематической вязкости, % | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга". Заводской № 200 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 104 ООО "Спецморнефтепорт Усть-Луга" | 1 экз. |
| Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга". Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г. | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 49364-12 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 104. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г.
Перечень основных средств поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 4000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м3;
- контроллер измерительный FloBoss S600, пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объёма, массы ± 0,01 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- 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 5х108 имп.;
- установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 700 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;
- установка для поверки влагомеров, обеспечивающая монтаж влагомеров, циркуляцию и расход поверочной жидкости через влагомер в диапазоне от 0,5 до 6,5 м3/ч, включающая в себя диспергирующее устройство, обеспечивающее создание стабильных эмульсий и оборудованная термостатом, обеспечивающим поддержание температуры поверочной жидкости, равной 20 оС, со стабильностью ± 0,1 °С;
- средство измерений начального влагосодержания нефти с абсолютной погрешностью ± 0,02 %, объемной доли воды;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01;
- титратор автоматический по методу К.Фишера DL-32;
- весы лабораторные электронные KT II AJ-6200 CE;
- 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 "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2011.10311.
Нормативные документы
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.
