Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов нефтебазы Челнинского филиала ООО "Татнефть-АЗС Центр"

Назначение

Системы измерений количества и показателей качества нефтепродуктов нефтебазы Челнинского филиала ООО «Татнефть - АЗС Центр» (далее - система) предназначена для автоматического измерения количества и показателей качества нефтепродуктов на нефтебазе Челнинского филиала ООО «Татнефть-АЗС Центр».

Описание

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

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерений количества нефтепродукта, блока измерений качества нефтепродукта, места для подключения установки передвижной поверочной (далее - ПУ), 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 (двух рабочих и одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы нефтепродукта, а также измерительных каналов температуры, давления, разности давления, объемного расхода в блоке измерений качества нефтепродукта, в которые входят следующие средства измерений:

- счётчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 400 в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;

- счетчика нефти турбинного МИГ исполнения 32Ш, Госреестр № 26776-08;

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

- датчики температуры 644, Госреестр № 39539-08.

В систему обработки информации системы входят:

- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 с функцией резервирования, Госреестр № 15066-04, свидетельство № 2301-05м-2009 об аттестации алгоритмов и программного обеспечения от 15 октября 2009 г.

- комплекс программный автоматизированный рабочего места оператора (АРМ оператора «Сфера») № 271601-08 от 26.12.2008 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы нефтепродуктов прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры и давления нефтепродуктов;

- автоматическое измерение температуры и давления в БИЛ, БИК, входном коллекторах БИЛ, на входе и выходе УППУ;

- контроль разности давления на фильтрах БИЛ с применением показывающих средств измерений давления;

- контроль герметичности запорной арматуры;

- автоматическое измерение объемного расхода нефтепродуктов в БИК;

- измерение давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;

- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением контрольного СРМ;

- КМХ и поверка СРМ с применением передвижной ПУ на базе массомеров или комплектом передвижной поверочной установки и преобразователя плотности;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защита алгоритма и программы контроллеров измерительно-вычислительных OMNI 6000 и АРМ оператора от несанкционированного доступа системой паролей;

- автоматический и ручной отбор проб нефтепродуктов;

- система дренажа нефтепродуктов;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI-6000, ПО комплекса программного АРМ оператора «Сфера») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую 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 приведены в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Знак утверждения типа

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

Комплектность

- система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов нефтебазы Челнинского филиала ООО «Татнефть - АЗС Центр», 1 шт., заводской № 02-13;

- инструкция по эксплуатации системы;

- «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов нефтебазы Челнинского филиала ООО «Татнефть - АЗС Центр». Методика поверки» МП 011114-2013.

Поверка

осуществляется по документу МП 0111-14-2013 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов нефтебазы Челнинского филиала ООО «Татнефть -АЗС Центр». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 18 ноября 2013 г.

Основные средства поверки:

- установка передвижная поверочная с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их рабочем диапазоне измерений и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %;

- 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 5x108 имп.;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефтепродуктов. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефтепродуктов нефтебазы Челнинского филиала ООО «Татнефть - АЗС Центр»» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2008/212014-13 от 22.10.2013 г.).

Нормативные документы

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

2 ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

3 Технический проект «Реконструкция системы измерений количества и показателей качества нефтепродуктов нефтебазы Челнинского филиала ООО «Татнефть - АЗС Центр». Пояснительная записка. 0034.00.00.000 ПЗ».

4 Инструкция по эксплуатации системы.

Рекомендации к применению