Приложение к свидетельству № 43753
об утверждении типа средств измерений
лист №1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Комплекс измерений количества и физических параметров нефти при проведе-
нии учетных операций на площадке склада по хранению и перевалке нефти
(пункт отпуска нефти «Молчаново»)
Назначение средства измерений
Комплекс измерений количества и физических параметров нефти при проведении
учетных операций на площадке склада по хранению и перевалке нефти (пункт отпуска нефти
«Молчаново») (далее - комплекс) предназначен для измерений массы брутто и массы нетто
товарной нефти при проведении учетных операций.
Описание средства измерений
Комплекс реализует две схемы измерений нефти, основную и резервную. Принцип
действия основной схемы основан на прямом методе динамических измерений. Принцип дей-
ствия резервной схемы заключается в использовании косвенного метода измерений, основан-
ного на гидростатическом принципе.
Измерение массы брутто нефти по основной схеме проводится с помощью блока из-
мерительных линий (БИЛ), состоящего из одной рабочей и одной контрольной измерительной
линии (ИЛ). Каждая ИЛ оснащена расходомером массовым (далее – РМ). Выходные сигналы
РМ автоматически поступают в систему сбора и обработки информации (далее – СОИ), зна-
чения массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, мас-
совой доли воды вводятся с клавиатуры в СОИ, которая вычисляет массу нетто нефти по реа-
лизованному в ней алгоритму, в соответствии с методикой измерений.
Измерение массы брутто нефти по резервной схеме проводится в резервуарах гори-
зонтальных стальных вместимостью 50 м
3
(РГС - 50). Выходные сигналы измерительных пре-
образователей – датчиков гидростатического давления, уровнемеров радарных, термопреоб-
разователей сопротивления поступают в СОИ автоматически. СОИ производит расчет объема
нефти в резервуаре на измеряемом уровне, с учетом градуировочной таблицы резервуара и
гидростатического давления столба нефти в резервуаре, затем производит расчет массы брут-
то нефти. Значения массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических
примесей, массовой доли воды вводятся с клавиатуры в СОИ, которая вычисляет массу нетто
нефти по реализованному в ней алгоритму, в соответствии с методикой измерений.
СОИ включает в себя:
-
программируемый логический контролер, установленный в шкафу автоматики;
-
автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора).
Комплекс выполняет следующие функции:
-
автоматизированное измерение массы брутто нефти и вычисление массы нетто
нефти;
-
автоматическое измерение и контроль температуры, давления и уровня нефти в ре-
зервуарах;
-
контроль метрологических характеристик рабочего РМ по контрольному РМ.
Пломбирование компонентов комплекса от несанкционированного доступа осущест-
вляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
На АРМ оператора установлено системное (операционная система – Windows XP, па-
кет офисных приложений) и прикладное программное обеспечение (ПО) «ПромИС».
Структурная схема ПО «ПромИС» представлена на рисунке 1.
лист № 2
всего листов 5
Рисунок 1 – Структурная схема ПО «ПромИС»
ПО «ПромИС» обеспечивает:
-
прием и отображение измерительной и технологической информации;
-
отображение граничных значений диапазонов измеряемых величин;
-
автоматическое построение, отображение и печать графиков изменения измеряемых
физических величин (трендов);
-
световую и звуковую сигнализацию при нарушениях технологического режима и
аварийных ситуациях;
-
регистрацию аварийных ситуаций и нарушений технологического режима в журна-
ле событий;
-
автоматизированное управление и технологический контроль за работой средств
измерений и исполнительных механизмов;
-
дистанционное управление по командам оператора электроприводами запорной и
регулирующей арматуры;
-
вычисление учетных параметров нефти за отчетный период (массы брутто нефти,
средневзвешенных значений температуры, давления);
-
вычисление массы балласта на основе введенных вручную данных из паспорта ка-
чества нефти (массовых долей воды и механических примесей, массовой концентрации хло-
ристых солей);
-
вычисление массы нетто нефти;
-
формирование и печать отчетных документов;
-
архивирование данных;
-
отображение мнемосхем технологического оборудования;
-
защиту от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО «ПромИС» приведены в таблице 1.
Таблица 1
Номер версии
(контрольная сумма исполняемого
кода)
Идентифика-Алгоритм вы-
Наимено- ционное на- (идентифика-
Цифровой идентификатор ПО
числения циф-
вание ПО именование ционный но- рового иденти-
ПОмер) ПОфикатора ПО
Для модуля «КМХ рабочего РМ по
контрольному РМ»
(файл siknkmhax.ocx)
2abfaf9b50cbeefb200e3ef089fd5dac
Для модуля «Учет массы нефти в
резервуарах гидростатическим
методом» (m_calcMass.ci)
49d305f22bda565860a2daaa81463d38
ПромИСПромИС1.0.1MD5
Модули метрологически зна-
чимой части ПО «ПромИС»:
·
Модуль «КМХ рабочего ПР
по контрольному ПР»
·
Модуль «Учет массы нефти в
резервуарах гидростатическим
методом»
Модули метрологически не значимой части ПО
«ПромИС»:
·
Модуль «Задание параметров и управление обо-
рудованием»
·
Модуль «Отображение технологических пара-
метров»
·
Модуль «Формирование алармов системы»
·
Модуль «Формирование архивов»
·
Модуль «Формирование и печать отчетов»
·
Модуль «Обработка событий системы по задан-
ному расписанию»
·
Модуль «Защита ПО»
лист № 3
всего листов 5
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений по МИ
3286-2010 «С».
Метрологические и технические характеристики
Диапазон измерений расхода нефти через комплекс, т/чот 30 до 97.
Рабочие объемы резервуаров, м
3
- РГС-50 Е1/1 51,656;
- РГС-50 Е1/2 54,946.
Диапазон измерений давления нефти, МПаот 0,38 до 6,0.
Диапазон измерений температуры нефти,
°
C
от 5,0 до 16,0.
Диапазон измерений вязкости нефти кинематической, мм
2
/сот 6,5 до 8,0.
Диапазон измерений плотности нефти, кг/м
3
от 837,3 до 854,3.
Массовая доля воды не более, %1,0.
Массовая доля механических примесей не более, %0,05.
Массовая концентрация хлористых солей не более, мг/дм
3
900.
Режим работы комплексапериодический.
Рабочая среданефть по ГОСТ Р 51858.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений массы брутто нефти:
- при прямом методе динамических измерений± 0,25 %;
- при косвенном методе измерений, основанном на гидро-
статическом принципе, массы нефти до 120 т± 0,65 %.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений массы нетто нефти:
- при прямом методе динамических измерений± 0,35 %;
- при косвенном методе измерений, основанном на гидро-
статическом принципе, массы нефти до 120 т± 0,75 %.
Относительное отличие тестовых результатов вычислений ПО «ПромИС» от опорных
при выполнении функций «Контроль метрологических характеристик» и «Вычисление массы
нефти косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе» не превышает 0,015 %.
Электропитание комплекса:
- напряжение питающей сети, В
измерительных цепей от 198 до 242;
силовых цепей от 342 до 418;
- частота питающей сети, Гцот 49 до 51.
Температура окружающей среды,
°
С:
- на площадке резервуаровот минус 40 до 50;
- в помещении операторнойот 15 до 25.
Среднее время наработки на отказ комплекса, ч12435.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации комплекса типографским спосо-
бом.
№№ по Гос-
во
1.34183-072
OPTIWAVE 7300 C
Комплектность средства измерений
В комплектность комплекса входят устройства и документация, представленные в
таблице 2.
Таблица 2
п/п
Наименование СИИзготовитель
ре
ес
тру
С
И
Кол-
Расходомер кориолисовый массо- «KROHNE Messtechnik
вый OPTIMASS 7300 Т 80GmbH&Co.KG», Германия
2.
Уровнемер радарный
«
KR
OH
NE»
, Гер
м
а
ни
я29508
-
052
лист № 4
всего листов 5
№ по Гос-
п/пво
3.15196-062
Метран», г. Челябинск
№
Наименование СИИзготовитель
ре
ес
тру
С
И
Кол-
Термопреобразователь сопротивле- Омский опытный завод «Эта-
ния ТСМ 9418лон», Россия
4.Датчик давления Метран-150TG
З
А
О
«
Промышл
е
нная группа
32854-082
5.30402-052
6.38403-081
7.
32786-082
8.23410-081
ская обл
Преобразователь давления измери- ООО НПП «Элемер»,
тельный АИР-20Ex/М2-ДГг.Менделеево
Контроллер программируемый ло-Фирма «Schneider Electric In-
гический Modicon М340dustries SAS», Франция
Термометр лабораторный стеклян-ОАО «Стеклоприбор», Украи-
ный ТЛС-4на, г. Червонозаводское
Преобразователь температурыЗАО «Промышленная группа
Метран-286-ExМетран», г. Челябинск
9.Резервуар РГС-50 Е1/1
п. Красный Яр,
Н
овосибир-
-1
ская обл
10.Резервуар РГС-50 Е1/2
п. Красный Яр,
Н
овосибир-
-1
плекса
11. АРМ оператора - - 1
12.
Инструкция по эксплуатации ком-
- - 1
14.--1
15.
--
13.Методика поверки комплекса--1
Методика измерений массы нефти
комплексом
Техническая документация на ком-
поненты комплекса
Примечание: Допускается применять другие средства измерений и оборудование, допущенные
к применению в установленном порядке, с аналогичными или лучшими метрологическими и
техническими характеристиками
Поверка
осуществляется по документу МП 47667-11 «Инструкция. ГСИ. Комплекс измерений количе-
ства и физических параметров нефти при проведении учетных операций на площадке склада
по хранению и перевалке нефти (пункт отпуска нефти «Молчаново»)». Методика поверки»,
утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 30.03.2011 г.
Основные средства поверки для массовых расходомеров – эталонные передвижные
поверочные установки, оснащенные эталонными расходомерами-счетчиками Micro Motion
фирмы «Emerson Process Management, Fisher Rosemount» типов:
-
установка поверки мобильная эталонная СИКН «МЭУ-100-4,0», диапазон воспро-
изводимых массовых расходов от 20 до 420 т/ч, предел допускаемой основной относительной
погрешности измерений массового расхода не более 0,11 %;
-
установка эталонная массоизмерительная мобильная ЭММУ, диапазон массовых
расходов от 4,0 до 400 т/ч, предел допускаемой основной относительной погрешности изме-
рений массы жидкости не более 0,11 %;
-
установка поверочная передвижная на базе массомеров УППМ, рабочий диапазон
расхода от 22 до 320 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе ФР.1.29.2010.06935 «Рекомендация.
ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений комплексом измерений количества и
физических параметров нефти при проведении учетных операций на площадке склада по хра-
нению и перевалке нефти (пункт отпуска нефти «Молчаново»)».
лист № 5
всего листов 5
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексу из-
мерений количества и физических параметров нефти при проведении учетных операций
на площадке склада по хранению и перевалке нефти (пункт отпуска нефти «Молчано-
во»)
1. ГОСТ Р 8.595–2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к ме-
тодикам выполнения измерений.
2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с примене-
нием систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом
Минпромэнерго № 69 от 31.03.2005 г.
3. Проектная документация 01-01/09-00-00 «Автоматизация процесса учета нефти
пункта отпуска нефти площадка склада по хранению и перевалке нефти, сдаваемой ОАО
«Центрсибнефтепровод» на ПН «Молчаново», Гришинский тракт, 28, принадлежащего ОАО
«Региональный деловой центр Томской области». Техническое перевооружение».
4. «Инструкция. ГСИ. Комплекс измерений количества и физических параметров
нефти при проведении учетных операций на площадке склада по хранению и перевалке нефти
(пункт отпуска нефти «Молчаново»)». Методика поверки».
5. МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств
измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показате-
лей качества нефти и поверочных установок.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Комплекс применяется при проведении торговых и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Региональный деловой центр Томской области»
(ОАО «РДЦ ТО»).
Юридический адрес: 634021, Россия, г. Томск, ул. Герцена, 63.
Почтовый адрес: 634021, Россия, г. Томск, ул. Герцена, 63.
Телефон: (8 3822) 52-24-17, тел/факс (8 3822) 52-23-69.
E-mail:
.
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федерального государственного учреждения «Томский центр стандартиза-
ции, метрологии и сертификации» (ФГУ «Томский ЦСМ»).
Юридический адрес: Россия, 634012, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
Телефон: (3822) 55-44-86, факс (3822) 56-19-61, 55-36-76
Е-mail:
, Интернет
.
Регистрационный номер 30113-08.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.п.«____» ___________ 2011г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.