Система измерений количества нефтепродуктов АНП ЛПДС "Черкассы". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества нефтепродуктов АНП ЛПДС "Черкассы"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Система измерений количества нефтепродуктов АНП ЛПДС «Черкассы» (далее -система) предназначена для измерений и регистрации объёма и массы светлых нефтепродуктов при их наливе в автомобильные цистерны на автоналивном пункте ЛПДС «Черкассы», Республика Башкортостан.

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из восьми наливных стояков и системы обработки информации.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с документацией на систему и ее составные части.

В состав системы входят:

-    четыре стояка налива на базе АСН-5ВГ;

-    четыре стояка налива на базе ТЗК-100 с наливным стояком СНА-100 АС;

-    устройство силовой автоматики и щит автоматики;

-    АРМ-оператора с программным обеспечением.

Система при измерении массы нефтепродукта реализует прямой метод динамических измерений по ГОСТ Р 8.595-2004.

В состав каждого стояка налива входят:

-    расходомер массовый Promass 83F (Регистрационный номер 15201-11) или расходомер массовый Promass 83F (Регистрационный номер 15201-07), далее - массомер;

-    центральный блок управления ЦБУ;

-    агрегат электронасосный;

-    датчик перелива;

-    датчик фильтр-газоотделитель;

-    электроуправляемый клапан-отсекатель;

-    наливная арматура из труб, связанных герметичными шарнирными соединениями, дающими возможность центрирования наливной трубы по отношению к горловине автомобильной цистерны.

При наливе нефтепродукта в автоцистерну с помощью программного обеспечения АРМ-оператора задаются номер стояка налива и необходимый для налива объем нефтепродукта, которой передается в центральный блок управления ЦБУ стояка налива. При наливе нефтепродукт из резервуара с помощью насоса под давлением подается через фильтр-газоотделитель, массомер, электроуправляемый клапан-отсекатель, стояка налива в автоцистерну.

При наливе нефтепродукта в автоцистерну массомер измеряет массу, объем, температуру, плотность нефтепродукта. Результаты измерений по цифровому протоколу передаются в АРМ оператора.

Результаты измерений объема нефтепродукта используются ЦБУ для пуска, регулировки расхода и окончания операции налива автоцистерны с помощью электроуправляемого клапана-отсекателя. Датчик налива контролирует положение стояка при наливе.

Система позволяет регистрировать результаты измерений по каждой автоцистерне. Система может выдавать управляющие и аварийные сигналы, формировать отчеты и выдавать их на печать.

Результаты измерений могут храниться в АРМ-оператора в течение не менее одного года и могут быть записаны по часам, суткам, неделям или месяцам, а также быть передана по сети ETHERNET.

Программное обеспечение

Программное обеспечение системы состоит из программного обеспечения, массомеров, программного обеспечения центральных блоков управления ЦБУ стояков налива и программного обеспечения АРМ-оператора.

Программное обеспечение центрального блока управления ЦБУ стояка налива предназначено для считывания измерительной информации с массомера, установленного на стояке налива, индикации результатов измерений на показывающем устройстве, формирования управляющих сигналов на начало и окончание налива нефтепродукта. Программное обеспечение центрального блока управления ЦБУ стояка налива не разделено на метрологически значимую часть ПО и метрологически незначимую часть ПО.

Программное обеспечение АРМ-оператора предназначено для обработки измерительной информации, индикации результатов измерений объема и массы нефтепродукта, отпущенного через стояки налива в автоцистерны, плотности и температуры нефтепродукта при наливе, настройки параметров работы системы, контроля работы системы, отображения в виде мнемосхем на показывающем устройстве состояния системы, формирования и хранения отчетных документов. Программное обеспечение АРМ-оператора разделено на метрологически значимое ПО и метрологически незначимое ПО.

Идентификация программного обеспечения ЦБУ и программного обеспечения АРМ-оператора проводится с помощью номеров версий программного обеспечения, отображаемых на показывающих устройствах АРМ-оператора и ЦБУ.

Для защиты от несанкционированного доступа к ПО АРМ-оператора доступ к настройкам ограничен системой паролей.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АРМ-оператора

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

stat.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.1

Цифровой идентификатор ПО

AC6E91A3

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

CRC 32

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ЦБУ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ПО ЦБУ

Номер версии (идентификационный номер) ПО

06.0041 или 05.0031

Цифровой идентификатор ПО

не отображается

Таблица 3 - Идентификационные данные массомеров

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

Promass 83

Номер версии (идентификационный номер) ПО

V3.0y.zz

Цифровой идентификатор ПО

не отображается

где y = 0 - 9, z = 0 - 9

Вычисление цифрового идентификатора программного обеспечения ПО ЦБУ и массомеров и вывод его значения на показывающее устройство не производится.

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по п. 4.5 Р 50.2.077-2014. Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимого ПО и измеренных (вычисленных) данных.

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда (нефтепродукты)

Бензин, дизельное топливо

Количество стояков налива

8

Диапазон измерений температуры нефтепродукта, °С

от -25 до +40

Максимальное давление нефтепродукта, МПа

0,35

Диапазон изменений плотности нефтепродукта, кг/м

от 670 до 870

Минимальный объем продукта при отпуске, дм3

2000

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефтепродукта, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема нефтепродукта, %

±0,25

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Температура окружающей среды, °С:

- наливной стояк

от -40 до +50

- АРМ-оператора

от +15 до +25

Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В

380!3/7; 220!2323

- частота переменного тока, Гц

50±1

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы формуляров и паспорт типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества нефтепродуктов АНП ЛПДС «Черкассы»

Заводской № 1.2

1

Программное обеспечение АРМ оператора

2

Паспорт

НПА012.00.00.02 ПС

1

Формуляр на стояк налива

НПА012.00.00.02 ФО

8

Методика поверки

МП 208-019-2018

1

Документация на составные части системы

1 комплект

Поверка

осуществляется по документу МП 208-019-2018 «Система измерений количества нефтепродуктов АНП ЛПДС «Черкассы». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12.04.2018 г. Основные средства поверки:

-    мерник металлический эталонный, номинальный объем 1000 или 2000 дм3, относительная погрешность не более 0,05 %;

-    плотномер Плот-3Б, абсолютная погрешность при измерении плотности не более 0,5 кг/м3 (Регистрационный номер 20270-12).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносят на свидетельство о поверке или в формуляр.

Сведения о методах измерений

приведены в инструкции «Масса нефтепродуктов. Методика измерений в автоцистернах системой измерений количества нефтепродуктов АНП ЛПДС «Черкассы».

Нормативные документы

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

МИ 3372-2012 ГСИ. Магистральный нефтепродуктопровод. Системы измерений количества и показателей качества нефтепродуктов. Общие технические и метрологические требования

Развернуть полное описание