Система измерений количества и показателей качества мазута № 351 ОАО "Черномортранснефть"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества мазута № 351 ОАО «Черномор-транснефть» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы мазута при проведении учетных операций на объектах ОАО «Черномортранснефть» и ЗАО «Морской портовый сервис».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы мазута с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу мазута по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества мазута (далее - БИК), трубопоршневой поверочной установки, поверочной установки на базе эталонных мерников 1-го разряда, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух рабочих измерительных каналов массы мазута и одного контрольного измерительного канала объема мазута, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в мазута, массового и объемного расходов в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC2 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 42546-09;

- счетчик (преобразователь) жидкости лопастной Dу 10’’ (модели JB10-S3) (далее - счетчик), Госреестр № 44007-10;

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, Госреестр № 1564406;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, Госреестр №14557-10;

- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99 и 14061-10;

- датчики температуры 644, Госреестр № 39539-08;

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 100 с измерительным преобразователем серии 2700, Госреестр № 13425-06.

В систему обработки информации системы входят:

- контроллеры измерительные FloBoss S600, Госреестр № 38623-08, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12.12.2006, выдано ФГУП ВНИ-ИР;

- система управления технологическим процессом «DELTA-V» фирмы «Emerson Process Management», свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора систем учета нефти и нефтепродуктов ПНБ «Шесхарис» ОАО «Черномортранснефть», разработанного ОАО «НПО «Спецэлектромеханика» № 75014-10 от 26.04.2010, выдано ФГУП ВНИИР.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, Госреестр № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы мазута прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности мазута;

- измерение давления и температуры мазута автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры мазута соответственно;

- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки СРМ с применением счетчика, установленного на контрольной линии, общей для систем измерений количества и показателей качества мазута № 351, № 352 и № 353, или с применением трубопоршневой установки «BROOKS-COMPACT PROVER» для жидких сред Ду 40 фирмы «BROOKS INSTRUMENT», Госреестр № 13655-93;

- проведение КМХ и поверки счетчика с применением трубопоршневой установки «BROOKS-COMPACT PROVER» для жидких сред Ду 40 фирмы «BROOKS INSTRUMENT»;

- проведение поверки трубопоршневой установки «BROOKS-COMPACT PROVER» для жидких сред Ду 40 фирмы «BROOKS INSTRUMENT» с применением поверочной установки на базе эталонных мерников 1-го разряда;

- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительные FloBoss S600, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы на базе ПО системы управления технологическим процессом «DELTA-V» фирмы «Emerson Process Management») 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.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

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. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода 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 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы представлены в таблице 2.

______Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы________

Окончание таблицы 2 - Основные метрологические и технические характеристики

Знак утверждения типа

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

Комплектность

- система измерений количества и показателей качества мазута №  351

ОАО «Черномортранснефть», 1 шт., заводской № 01;

- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества мазута № 351 ОАО «Черномортранснефть»;

- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества мазута № 351 ОАО «Черномортранснефть». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 декабря 2011 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 51238-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества мазута № 351 ОАО «Черномортранснефть». Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 19 декабря 2011 г.

Основные средства поверки:

- трубопоршневая установка «BROOKS-COMPACT PROVER» для жидких сред Ду 40 фирмы «BROOKS INSTRUMENT», верхний предел измерений расхода 3972 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности при поверке объемных преобразователей расхода и поверочных установок 2-го разряда ± 0,05 %, при поверке СРМ ± 0,09 %;

- счетчик, диапазон измерений расхода от 74 до 740 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,15 %, пределы допускаемой относительной погрешности в точках расхода ±0,1 %;

- контроллеры измерительные FloBoss S600, пределы допускаемой относительной погрешности измерений расхода, объема, массы жидкости ± 0,01 %, пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения напряжения ± 0,005 %, силы тока ± 0,04 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении импульсных сигналов ± 1 имп.;

- 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*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 5 108 имп.;

- установка пикнометрическая производства фирмы «H&D Fitzgerald Ltd» с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности жидкости от 650 до 1100 кг/м3;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 25 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- калибратор электрических сигналов МС5-И в комплекте с модулем давления INT-20C, диапазон измерений от 0 до 2000 кПа, пределы допускаемой относительной погрешности ± (0,04% показания +0,01% верхнего предела диапазона измерений).

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «Методика (метод) измерений. Масса мазута. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества мазута № 351 ОАО «Черномортранснефть» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/214014-11 от 26.12.2011 года, номер в Госреестре ФР.1.29.2011.11473).

Нормативные документы

1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

2 ТЗ.ТСО.ОО8-08 «Система измерений количества и показателей качества мазута № 351 ОАО «Черномортранснефть».

3 Техническая документация 0011.00.00.000 «Система измерений количества и показателей качества мазута № 351 ОАО «Черномортранснефть».

4 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества мазута № 351 ОАО «Черномортранснефть». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 декабря 2011 г.

Рекомендации к применению