Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 494 ПСП "Нижнекамский НПЗ"

Назначение

Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 494 ПСП "Нижнекамский НПЗ" (далее - резервная система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти на ПСП "Нижнекамский НПЗ".

Описание

Резервная 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 резервной системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти. Выходные сигналы расходомера UFM 3030, датчиков температуры, преобразователей давления, преобразователя плотности по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

В резервной системе для измерений показателей качества нефти применяется блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), входящий в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 494 ПСП "Нижнекамский НПЗ", и результаты показателей качества нефти, полученные в испытательной лаборатории в соответствии с ГОСТ Р 51858.

В резервной системе и БИК применены следующие средства измерений:

- расходомер UFM 3030, заводской номер № R13604682/10835782;

- преобразователи давления измерительные 3051, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-10;

- датчики температуры 644, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 39539-08;

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №26803-11;

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, регистрационный № 303-91;

- контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее - ИВК), зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 38623-11;

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15644-06;

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15642-06;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-10.

Резервная система с БИК обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы и массового расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;

- автоматизированное измерение массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды и плотности;

- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- поверка расходомера UFM 3030 с применением установки поверочной FMD и средств измерений системы измерений количества и показателей качества нефти № 494 ПСП "Нижнекамский НПЗ";

- защита алгоритма и программы резервной системы от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) реализовано в ИВК и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. ПО обеспечивает реализацию функций резервной системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется установкой логина и пароля.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице:

ПО имеет:

- свидетельство № 01.00257-2008/328014-13 о метрологической аттестации алгоритма и программы обработки результатов измерений при определении массы нефти контроллера измерительного FloBoss S600+ в составе резервной системы измерений количества и показателей качества нефти № 494 ПСП "Нижнекамский НПЗ", выданное ФГУП "ВНИИР" 17.12.2013 г.;

- свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения АРМ оператора "ФОРВАРД" № 23104-12, выданное ФГУП ВНИИР 11.09.20012 г.

Уровень защиты ПО системы "С" 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

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 0109-14-2013 "ГСИ. Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 494 ПСП "Нижнекамский НПЗ". Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 17.12.2013 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная FMD, максимальный объёмный расход 1350 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности 0,99 ± 0,05 %;

- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешними модулями АРМН: APM015PGHG и APM03KPAHG, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

- 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.

Допускается применение других средств поверки с характеристиками не хуже указанных.

Сведения о методах измерений

В резервной системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти. Методика измерений приведена в "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений резервной системой измерений количества и показателей качества нефти № 494 ПСП "Нижнекамский НПЗ", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2013.16241.

Нормативные документы

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.