Система измерительная Астраханской нефтебазы № 5 ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт"

Назначение

Система измерительная Астраханской нефтебазы № 5 ООО «ЛУКОЙЛ-Нижнев олжскнефтепродукт» (далее - ИС), заводской № 01, предназначена для измерений массы и объема нефтепродуктов при: приеме, хранении в резервуарном парке нефтебазы и отпуске нефтепродуктов.

Описание

Принцип действия ИС состоит в получении измерительной информации с помощью измерительных преобразований, обработки результатов измерений, индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

При измерении массы нефтепродуктов, при приеме нефтепродуктов, применяется прямой метод статических измерений взвешиванием на весах.

При измерении массы и объема нефтепродуктов при хранении в резервуарном парке нефтебазы, применяется косвенный метод измерений с использованием системы учета и контроля резервуарных запасов .

При измерении массы и объема нефтепродуктов, при отпуске нефтепродуктов, применяется прямой метод динамических измерений с использованием счетчиков-расходомеров массовых.

При измерениях температуры, давления и уровня нефтепродуктов, при хранении в резервуарном парке нефтебазы и отпуске, применяется прямой метод измерений.

ИС состоит из измерительных, связующих, вычислительных и вспомогательных компонентов, образующих измерительные каналы (ИК):

- ИК массы нефтепродукта при приеме - 1 шт.;

- ИК плотности нефтепродукта в резервуаре - 11 шт.;

- ИК уровня нефтепродукта в резервуаре - 11 шт.;

- ИК температуры нефтепродукта в резервуаре - 11 шт.;

- ИК массы нефтепродукта в резервуаре - 11 шт.;

- ИК объема нефтепродукта в резервуаре - 11 шт.;

- ИК массы нефтепродукта при наливе в автоцистерны - 10 шт.;

- ИК объема нефтепродукта при наливе в автоцистерны - 10 шт.;

- ИК плотности нефтепродукта при приеме - 10 шт.;

- ИК температуры нефтепродукта при наливе в автоцистерны - 10 шт.

Измерительная информация с системы учета и контроля запасов, преобразователей температуры установленных на резервуарах, с расходомеров-счетчиков массовых и преобразователей температуры, установленных на узлах приема и постах налива нефтепродуктов, поступает через соответствующие контроллеры на два автоматизированных рабочих места операторов (далее - АРМ оператора) и сервер автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Все СИ входящие в состав комплексов имеют взрывобезопасное исполнение и разрешение на применение на взрывоопасных объектах.

В ИС предусмотрена возможность ведения журнала отказов, неисправностей, пропаданий напряжения и других нештатных ситуаций работы оборудования и программного обеспечения, а также случаев нештатных действий персонала.

Для сохранности информации в случаях аварий и сбоев в ИС применяются источники бесперебойного питания.

Схемы пломбировки СИ из состава комплексов в соответствии с их эксплуатационной документацией или как для аналогичных СИ в соответствии с МИ 3002-2006.

Перечень измерительных компонентов в составе ИС приведен в таблице.

Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов в составе ИК

Программное обеспечение

ИС имеет встроенное программное обеспечение (ПО), которое подразделяется на:

- метрологически значимую часть ПО, используемую для: преобразования, передачи и представления измерительной информации о количестве и параметрах нефтепродуктов, к которому относится ПО «ИСУ НПО Petronics. Модуль управления нефтебазой (Корпоративная АСУ НБ)», устанавливается в памяти АРМ оператора, в процессе эксплуатации данное ПО не может быть изменено, т.к. пользователь не имеет к нему доступа.

- метрологически не значимую часть ПО, используемую для сбора измерительной информации, ее визуализации, накопление и хранение архива, формирования отчетных документов, осуществления информационного обмена сервера АСУ ТП и АРМ операторов, обеспечения безопасности и управления технологическим процессом, к которому относиться ПО «CitectSCADA» и «ORACLE», устанавливается в памяти сервера АСУ ТП и АРМ оператора.

И дентификационные    данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «C» в соответствии с МИ 3286-2010. Защита от несанкционированного доступа обеспечивается встроенными средствами операционной системы.

Технические характеристики

Диапазон измерений массового расхода нефтепродукта при отпуске, т/ч           от 20 до 100

Диапазон измерений массы нефтепродукта, т:

а) при приеме                                                                 от 1 до 200

б) при отпуске                                                  вместимость автоцистерны

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

количества нефтепродуктов, %, не более:

а) при приеме:

- массы                                                                       ± 0,40

б) при хранении в резервуарном парке:

- массы1 2:

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности, не более, %    ± 0,2

Диапазоны плотностей нефтепродуктов при 15 °С, кг/м3:

- дизельные топлива

от 810 до 860

Диапазон температур бензинов и дизельных топлив, °С                от минус 30 до плюс 40

Рабочие условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °С:

- для системы учета и контроля резервуарных запасов Entis, узла приема и постов налива нефтепродуктов                     от минус 40 до плюс 50

- для контроллера Controllogix 1756                                          от 0 до 60

- относительная влажность, %                                                     от 30 до 80

- атмосферное давление, кПа                                                   от 84 до 106,7

Напряжение электропитания от сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц, В 220’-; :• 380’-;::

1 Ь 7‘й           L J /3

Диапазон температуры окружающей среды, °C                      от минус 40 до плюс 50

Средний срок службы, лет, не менее                                                     10

Знак утверждения типа

наносят на маркировочную табличку, крепящуюся снаружи на функциональные блоки ИС в виде наклейки, на титульном листе в левом верхнем углу руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.

Комплектность

Таблица 2 - Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МЦКЛ.0049.МП «Система измерительная Астраханской нефтебазы № 5 ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 22.04.2013 г.

Основные средства поверки:

- весоповерочный вагон типа ВПВ-640, с набором эталонных гирь 4-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.021-2005 (класса точности М1 по ГОСТ 7328-2001);

- компаратор напряжений Р3003, кл. 0,0005;

- мера электрического сопротивления многозначная Р3026-1, кл. 0,002;

- цифровой прецизионный термометр DTI-1000, предел допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры в диапазоне от минус 50 до плюс 300 оС: ± 0,03 оС;

- коммуникатор HART или FOUNDATION Fieldbus;

- рулетка с грузом по ГОСТ 7502;

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, 1 класса, диапазон измерений от 0 до 55 оС;

- мерник 2 разряда вместимостью 2,0 м3 с основной погрешностью не более ± 0,1 %, по ГОСТ 8.400-80;

- весы электронные KES3000x-T4 фирмы Mettler-Toledo, НПВ 3000 кг, цена поверочного деления (е) 100 г (номер в Госреестре № 19327-05);

- измеритель плотности жидкости вибрационный ВИП-2МР, с диапазоном измерений плотности от 650 до 2000 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,3 кг/м3.

Сведения о методах измерений

изложены в документах:

- «ГСИ. Масса нефтепродуктов. Методика измерений системой измерительной Астраханской нефтебазы № 5 ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» при приеме нефтепродуктов», ФР.1.29.2013.14678;

- «ГСИ. Масса нефтепродуктов. Методика измерений системой измерительной Астраханской нефтебазы № 5 ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» с использованием резервуаров стальных вертикальных номинальной вместимостью от 100 до 700 м3 измерений», ФР.1.29.2013.14677;

- «ГСИ. Масса нефтепродуктов. Методика измерений системой измерительной Астраханской нефтебазы № 5 ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» при отпуске нефтепродуктов», ФР.1.29.2013.14676.

-

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

2. ГОСТ Р 8.596-02 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3. ГОСТ 8.021-2005 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массы.

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

5. ГОСТ 8.558-93 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры.

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.