55333-13: Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО "Афипский НПЗ". СИКН 1015. Резервная схема учета. Резервная схема учета нефти


Инструкция по эксплуатации системы измерения количества и показателей качества нефти ОАО «НАК «Аки-Отыр» ОАО «НК «Русснефть», страница 14

В случае отказа средств измерений, не позволяющего осуществлять учет по СИКН, переход на резервную схему учета осуществляется согласно «Рекомендвций по определению массы нефти при учётных операциях с применением СИКН». За минимальное время, от момента отказа (или последнего зафиксированного значения количества нефти) до перехода на резервную схему учета, количество перекаченной нефти определяют расчетным путем.

          Производят лабораторный анализ пробы нефти, отобранный автоматическим пробоотборником, и оформляют акт приема- сдачи нефти за период с момента составления предыдущего акта приема-сдачи нефти до момента отключения СИКН. Параметры потока (давление, температуру, плотность нефти) принимают равным средним значениям за последний отчетный период, значение расхода нефти при этом принимают равным зафиксированному значению за последние два часа при неизменном режиме перекачки п. 6.9. Р 50.2.04-2004 «Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов».

          При отключениях СИКН составляют в 3-х экземплярах акт, которые хранятся у предприятий сдающей и принимающей сторон и в подрядной организации,осуществляющей техническое обслуживание СИКН, в течении 12 месяцев.

За время перехода на резервную схему учета, количество поступившей нефти не определяется ввиду остановки откачки.

Порядок учета нефти по резервной схеме:

Учет количества принятой и сданной нефти с использованием резервуаров осуществляется  косвенным методом статических измерений   согласно Инструкции по измерению количества и показателей качества нефти ОАО «АКИ-ОТЫР» при приеме-сдаче нефти на ПСП Батово по резервной схеме учета.

При измерениях косвенным методом статических измерений в мерах вместимости объем нефти определяют по градуировочной таблице, используя результат измерений уровня нефти в мере вместимости. Плотность нефти   определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти, отобранной из меры вместимости по ГОСТ 2517. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.

5. Обеспечение единства измерений и пломбирование средств измерений и оборудования СИКН

5.1 Наименование нормативных документов по поверке средств измерений, входящих в состав СИКН.

МИ 1973 – 95 ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с компаратором.

МИ 2463-98 Массомеры «MICRO MOTION» фирмы «Fisher rosemount» методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки и поточного преобразователя плотности.

Преобразователь расхода массовый ELITE CMF-300. «Преобразователь расхода массовый» Методика поверки МР в автоматизированном режиме, утвержденная ВНИИР.

МИ 1997-89 ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки.

МИ 230-2395 (С -Петербург) Преобразователь плотности, модель SOLARTRON 7835. Методика поверки.

МИ 1031-85 ГСИ. Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ-0183, ТСМУ-0283. Методика поверки.

МИ 1974-95 ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки.

МИ 2403-95 ГСИ. Преобразователи плотности вибрационные поточные SOLARTRON 7835. Методика поверки на месте эксплуатации.

МИ 2315-94 ГСИ. Вычислитель плотности модели 7945 фирмы "SOLARTRON». Методика поверки.

МИ 2587-2000 ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный «Omni 6000». Методика поверки.

МИ 1498-87    ГСИ. Влагомеры нефти диэлькометрические. Методика поверки.

.

5.2. Способ реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР

Коэффициент преобразования массомера «Micro Motion» фирмы «Fisher Rosemount», это линейная функция  зависящая от частоты входного сигнала. имп/т:

где     fmax – значение частоты выходного сигнала массомера при максимальном расходе нефти через массомер, взятое из сертификата на массомер, Гц.

Qmax – максимальное значение массового расхода нефти через массомер, взятое из сертификата на массомер, т/час.

5.3 порядок ввода в СОИ коэффициентов преобразования ПР, постоянных и коэффициентов  поточных преобразователей, ПУ

Для в вода коэффициентов преобразования массомеров в ИВК ИМС-03, необходимо, с уровнем доступа 3, войти в меню  «конфигурирование».Далее в меню  «Блок измерительных лини»..

.

Данный пункт меню позволяет настраивать соответствие между каналом УСО и данными по массомерам, расположения датчиков температуры и давления для измерительных линий, которые используются в расчетах Например, данные расхода по каждой линии можно настроить на любой из 8 каналов УСО. При нажатии на кнопку «Данные по массомерам» появится с данными по массомерам каждом линии. Необходимо выбрать номер линии, после чего в окне появятся данные по массомеру данной линии. При необходимости можно ввести данные по массомеру. После изменения данных, для того, чтобы они вступили в силу, надо нажать кнопку “Сохранить”.

Режимы работы массомеров:

·  НеУчет - учет по данному массомеру не производится.

·  Учет - массомер выбран как рабочий, учет производится.

Условные обозначения:

·  Тип массомера - тип массомера.

·  Заводской номер - заводской номер массомера.

·  Тип эл. преобразователя - тип электронного преобразователя.

·  Зав. номер - заводской номер электронного преобразователя.

·  Qmax - максимальное значение расхода (100%), т/час.

·  Fmax – частота при максимальном расходе, Гц.

·  К - коэффициент преобразования массомера, имп/т.

Для ввода данных плотномера в ИВК ИМС-03, необходимо, с уровнем доступа 3, войти в меню  «конфигурирование».Далее в меню  «БИК».

При нажатии на кнопку «Коэффициенты плотномеров» появится окно, которое предоставляет возможность занесения всех необходимых для расчетов (согласно методике) коэффициентов плотномеров (для каждого в отдельности), взятых из паспорта (сертификата) на плотномер.

vunivere.ru

Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО "Афипский НПЗ". СИКН 1015. Резервная схема учета

Применение

Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета (далее - система) предназначена для автоматического измерения массы и показателей качества нефти, поступающей по магистральному трубопроводу «Крымск-Краснодар» при проведении учетных операций между сдающей и принимающей сторонами ОАО «Черномортранснефть» и ООО «Афипский НПЗ» соответственно.

Подробное описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с применением ультразвукового преобразователя объемного расхода и поточного преобразователя плотности. Выходные электрические сигналы с ультразвукового преобразователя объемного расхода поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока резервной схемы учета, 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 одного измерительного канала объема нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности нефти и объемной доли воды в нефти в которые входят следующие средства измерений:

-    преобразователь расхода ультразвуковой модели 3812 (далее - УЗР), Госреестр № 51047-12;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), Госреестр № 15644-06;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), Госреестр № 14557-10;

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

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11, с преобразователями измерительными 3144P, Госреестр № 14683-09.

В систему обработки информации системы входят:

-    контроллер измерительный FloBoss модели S600+, Госреестр № 38623-11 с функцией резервирования, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) «Алгоритмы вычислений массы нефти контроллеров измерительных FloBoss модели S600+ на системах измерений количества и показателей качества нефти №№ 1015, 1016 на ООО «Афипский НПЗ» для основных и резервных схем учет» № 128014-13 от 17.07.2013.

-    автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

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

-    манометры деформационные образцовые с условными шкалами типа МО, Госреестр № 5768-76;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;

-    автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;

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

-    проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР с применением стационарной установки трубопоршневой двунаправленной (далее - ТПУ) или передвижной ТПУ 1-го разряда;

-    проведение поверки УЗР с применением ТПУ или передвижной ТПУ 1-го разряда;

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

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

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

ПО

Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss модели S600+, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V) 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

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие идентификационные данные (если имеются)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

APPLICATION SW 06.09g/09g 230712

06.09g/09g 230712

SW: 33b8

-

CRC 16

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 данные

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 1.

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

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Количество измерительных линий, шт.

1 рабочая

Диапазон расхода через систему измерений количества и показателей качества нефти, т/ч:

-    минимальный

-    номинальный

-    максимальный

40

350

480

Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт)

От 2 до 100

Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

От 790 до 930

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

-    при проведении измерений

-    при проведении поверки и КМХ

0,2

0,4

Избыточное давление, МПа:

-    минимально допустимое

-    рабочее

-    максимальное

0,2

0,5

0,8

Диапазон температуры, °С

От плюс 5 до плюс 35

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая доля парафина, %, не более

6,0

Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более

10

Массовая доля серы, %, не более

0,6

Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более

66,7 (500)

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более

20

Содержание свободного газа

Не допускается

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении расхода и массы брутто нефти, %

± 0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, %

± 0,6

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока, В

380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц

Окончание таблицы 1 — Основные метрологические и технические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение характеристики

Климатические условия эксплуатации системы:

- температура окружающего воздуха, °С

От минус 20 до плюс 50

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С

От плюс 5 до плюс 25

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %

От 45 до 80

- относительная влажность окружающего воздуха, %

От 45 до 80

- атмосферное давление, кПа

От 84 до 106

Утвержденный тип

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

Комплект

-    система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета, 1 шт., заводской № 1015;

-    Руководство по эксплуатации «Увеличение поставки нефти на Афипский НПЗ. Узлы подключения к МН «Крымск-Краснодар», «Хадыженск-Краснодар». ПСП «Афипский НПЗ». Реконструкция»;

-    «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на

ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета. Методика поверки. МП 0055-142013».

Информация о поверке

осуществляется по документу МП 0055-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета. Методика поверки.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 05 июля 2013 г.

Основные средства поверки:

-    ТПУ, наибольший расход рабочей среды 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % при поверке с применением эталонной ПУ 1-го разряда;

-    калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °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;

-    установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;

-    установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,02%;

-    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- в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5^10 имп.

Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.

Методы измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП Афипский НПЗ. Узел подключения к МН «Крымск-Краснодар». Резервная схема учета» (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/346014-12 от 17 декабря 2012 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14297).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Резервная схема учета

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

2    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»

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

Рекомендации

www.kip-guide.ru

55331-13: - Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО "Афипский НПЗ". СИКН 1016. Резервная схема учета

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1016. Резервная схема учета (далее - система) предназначена для автоматического измерения массы и показателей качества нефти, поступающей по магистральному трубопроводу «Хадыженск-Краснодар» при проведении учетных операций между сдающей и принимающей сторонами ОАО «Черномортранснефть» и ООО «Афипский НПЗ» соответственно.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с применением ультразвукового преобразователя объемного расхода и поточного преобразователя плотности. Выходные электрические сигналы с ультразвукового преобразователя объемного расхода поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока резервной схемы учета, 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 одного измерительного канала объема нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности нефти и объемной доли воды в нефти в которые входят следующие средства измерений:

-    преобразователь расхода ультразвуковой модели 3812 (далее - УЗР), Госреестр № 51047-12;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-06;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), Госреестр № 14557-10;

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

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11, с преобразователями измерительными 3144P, Госреестр № 14683-09.

В систему обработки информации системы входят:

-    контроллер измерительный FloBoss модели S600+, Госреестр № 38623-11 с функцией резервирования, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) «Алгоритмы вычислений массы нефти контроллеров измерительных FloBoss модели S600+ на системах измерений количества и показателей качества нефти №№ 1015, 1016 на ООО «Афипский НПЗ» для основных и резервных схем учет» № 128014-13 от 17.07.2013.

-    автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

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

-    манометры деформационные образцовые с условными шкалами типа МО, Госреестр № 5768-76;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;

-    автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;

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

-    проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР с применением стационарной установки трубопоршневой двунаправленной (далее - ТПУ) или передвижной ТПУ 1-го разряда;

-    проведение поверки УЗР с применением ТПУ или передвижной ТПУ 1-го разряда;

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

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

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss модели S600+, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V) 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

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие идентификационные данные (если имеются)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

APPLICATION SW 06.09g/09g 230712

06.09g/09g 230712

SW: 33b8

-

CRC 16

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 2. Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы_

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия»

Количество измерительных линий, шт.

1 рабочая

Диапазон расхода через систему измерений количества и показателей качества нефти, т/ч:

-    минимальный

-    номинальный

-    максимальный

40

350

420

Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт)

От 4 до 15

Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

От 800 до 870

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

-    при проведении измерений

-    при проведении поверки и контроля метрологических характеристик

0,2

0,4

Избыточное давление, МПа:

-    минимально допустимое

-    рабочее

-    максимальное

0,2

0,5

0,8

Диапазон температуры, °С

От плюс 5 до плюс 35

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая доля парафина, %, не более

6,0

Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более

20

Массовая доля серы, %, не более

0,6

Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более

66,7 (500)

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более

10

Содержание свободного газа

Не допускается

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении расхода и массы брутто нефти, %

± 0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, %

± 0,6

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока, В

380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц

Климатические условия эксплуатации системы:

- температура окружающего воздуха, °С

От минус 20 до плюс 50

Наименование характеристики

Значение характеристики

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С

От плюс 5 до плюс 25

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %

От 45 до 80

- относительная влажность окружающего воздуха, %

От 45 до 80

- атмосферное давление, кПа

От 84 до 106

Знак утверждения типа

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

Комплектность

-    система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1016. Резервная схема учета, 1 шт., заводской № 1016;

-    Руководство по эксплуатации «Увеличение поставки нефти на Афипский НПЗ. Узлы подключения к МН «Крымск-Краснодар», «Хадыженск-Краснодар». ПСП «Афипский НПЗ». Реконструкция»;

-    «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на

ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1016. Резервная схема учета. Методика поверки. МП 0057-142013».

Поверка

осуществляется по документу МП 0057-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1016. Резервная схема учета. Методика поверки.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 05 июля 2013 г.

Основные средства поверки:

-    ТПУ, наибольший расход рабочей среды 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % при поверке с применением эталонной ПУ 1-го разряда;

-    калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °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;

-    установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;

-    установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,02%;

-    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*10 имп.

Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП Афипский НПЗ. Узел подключения к МН «Хадыженск-Краснодар». Резервная схема учета» (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/348014-12 от 17 декабря 2012 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14298).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1016. Резервная схема учета

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

2    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

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

Рекомендации к применению

www.all-pribors.ru


Смотрите также