49364-12: Система измерений количества и показателей качества нефти №104 на нефтебазе "Усть-Луга"

Основные данные
Госреестр № 49364-12
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти №104 на нефтебазе "Усть-Луга"
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки МП 49364-12
Межповерочный интервал 1 год
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование ГЦИ СИ ВНИИР
Адрес 420088, г.Казань, ул.2-я Азинская, 7а
Руководитель Иванов Валерий Павлович
Телефон (8*843*2) 72-70-62
Факс 72-00-32
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 45879
Тип сертификата (На серию или на партию) Е
Дата протокола Приказ 173 от 26.03.12 п.25
Производитель / Заявитель

ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа

 Россия 

Башкортостан, ул.Владивостокская, 1А. Тел.: (3472) 64-94-90; Факс: 64-94-88 (450097, ул.Заводская, 20 тел. (3472) 92-79-10, 92-79-11, 92-79-13) Почт.адрес: 450000, главпочтамт, а/я 1713; 450071, пр.Салавата Юлаева, д.89, E-mail: npp@ozna-ufa.ru, nppozna@u

Скачать

49364-12: Описание типа СИ
480.1 КБ Скачать

Назначение типа средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) № 104 на нефтебазе "Усть-Луга" (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти на нефтебазе "Усть-Луга" "Балтийской трубопроводной системы. БТС-2".

Подробное описание

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 системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода турбинных и преобразователей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода турбинных, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

Система состоит из блока измерительных линий (четыре измерительных канала объёма нефти), резервного блока измерительных линий (четыре измерительных канала объёма нефти), блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией (один контрольный измерительный канал объёма нефти), блока измерений показателей качества нефти (измерительные каналы температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти).

Особенностью конструкции системы является использование резервного блока измерительных линий, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией для СИКН № 104, СИКН № 731, СИКН № 732.

В состав системы входят следующие средства измерений:

-    преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM, зарегистрирован в Г осударст-венном реестре средств измерений под № 13425-06;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;

-    вычислители расхода жидкости и газа модели 7951, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15645-06

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;

-    преобразователи давления измерительные 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-05, с измерительными преобразователями 644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;

-    манометры для точных измерений типа МТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Г осудар-ственном реестре средств измерений под № 23520-07;

-    контроллеры измерительные FloBoss S600, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38623-08.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

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

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

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

-    регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss

S600 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора СИКН № 104. ПО 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 процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО контроллера измерительного FloBoss S600

vxworks

05.33_feb_16_2007

5105

CRC16

ПО АРМ оператора СИКН № 104

ПО

"OZNA-Flow"

v 2.1

74CB64B8

CRC32

ПО имеет:

-    свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений контроллера измерительного FloBoss S600 № 15510114-06, выданное ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г.;

-    свидетельство об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11, выдано ФГУП ВНИИР 31.03.2011 г.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. 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 реали-

зованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы имеет уровень защиты C (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).

Технические данные

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"

Объёмный расход, м /ч

От 800 до 5600

Температура измеряемой среды, °С

От 0 до 40

Максимальное давление в системе, МПа, не

более

1,6

Плотность измеряемой среды при температуре 20°С и избыточном давлении равным нулю, кг/м3

От 830 до 870

Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, сСт

От 2 до 60

Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более

1,0

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

± 0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления, %

± 0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м3

± 0,36

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений кинематической вязкости, %

± 1,0

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %

± 0,05

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

± 0,25

Утвержденный тип

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

Наименование

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга".

Заводской № 200

1 шт.

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 104 ООО "Спецморнефтепорт Усть-Луга"

1 экз.

Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга". Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г.

1 экз.

Информация о поверке

осуществляется по документу МП 49364-12 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 104. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г.

Перечень основных средств поверки:

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 4000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м3;

-    контроллер измерительный FloBoss S600, пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объёма, массы ± 0,01 %;

-    калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    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 х 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 5х 10 имп.;

-    установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 700 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;

-    установка для поверки влагомеров, обеспечивающая монтаж влагомеров, циркуляцию и расход поверочной жидкости через влагомер в диапазоне от 0,5 до 6,5 м3/ч, включающая в себя диспергирующее устройство, обеспечивающее создание стабильных эмульсий и оборудованная термостатом, обеспечивающим поддержание температуры поверочной жидкости, равной 20 оС, со стабильностью ± 0,1 °С;

-    средство измерений начального влагосодержания нефти с абсолютной погрешностью ± 0,02 %, объемной доли воды;

-    установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01;

-    титратор автоматический по методу К.Фишера DL-32;

-    весы лабораторные электронные KT II AJ-6200 CE;

-    рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %,

0,008 %, 0,007 % соответственно;

-    калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.

Методы измерений

В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти. Методика измерений приведена в "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2011.10311.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга"

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

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

Рекомендации

Осуществление торговли и товарообменных операций.