Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью расходомеров массовых. Выходные сигналы вторичных электронных преобразователей расходомеров массовых поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Конструктивно СИКН состоит из следующих блоков:
- блок измерительных линий (БИЛ), включающий входной и выходной коллекторы, измерительные линии (ИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти;
- стационарная трубопоршневая поверочная установка;
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
- система сбора, обработки информации, а также управления технологическим оборудованием.
В составе СИКН функционально выделены измерительные каналы (ИК) массы и массового расхода, определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным методом при проведении поверки СИКН.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности нефти;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени или результаты измерений массовой доли воды, определенной по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм;
- автоматические измерения температуры, давления, плотности нефти, объемной доли воды в нефти, динамической вязкости нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего расходомера массового Promass с датчиком F и электронным преобразователем 83 с применением контрольно-резервного РМ, применяемого в качестве контрольного;
- поверку и КМХ РМ по ТПУ;
- поверку ТПУ по ППУ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспорта качества нефти;
- автоматический контроль параметров нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Таблица 1 - Измерительные компоненты СИКН
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| Расходомеры массовые Promass с датчиком F и электронным преобразователем 83 (далее - РМ) | 15201-07 |
| Преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP, Deltabar S PMD | 23360-02, 41560-09, 16781-04 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR | 26239-06, 49519-12 |
| Преобразователи измерительные серии iTEMP ТМТ | 39840-08, 50138-12 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835) | 15644-06 |
| Счетчик нефти турбинный МИГ | 26776-08 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) | 15642-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-05, 14557-10 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее - ИВК) | 75139-19 |
| Установка поверочная трубопоршневая ТПУ Сапфир М 100 6,3 (далее - ТПУ) | 87731-22 |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденного типа.
Заводской номер СИКН в цифровом формате (№ 01) наносится на маркировочную
табличку, размещенную на внутренней стороне входной двери блок-бокса БИЛ СИКН, ударным способом.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН (ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и АРМ оператора ПО «ФОРВАРД PRO». ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКН в целях утверждения типа.
Наименование ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО АРМ оператора «ФОРВАРД PRO» (основное и резервное) | ИМЦ-07 (основной и резервный) |
| Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll | ArmMX.dll | ArmF.dll | EMC07.Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 4.0.0.2 | 4.0.0.4 | 4.0.0.2 | PX.7000.01.07 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1D7C7BA0 | E0881512 | 96ED4C9B | 332С1807 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3, 4 и 5.
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК, % |
| Первичный измерительный преобразователь (ПИП) | Вторичная часть |
| 1 | ИК массы и массового расхода нефти (ИК-1, ИК-2, ИК-3) | 3 (1 ИЛ, 2 ИЛ, 3 ИЛ) | РМ | ИВК | от 10 до 80 т/ч | ±0,25 |
| 2 | от 10 до 80 т/ч | ±0,25 |
| 3 | от 10 до 80 т/ч | ±0,251), ±0,202) |
1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с контрольно-резервным РМ, применяемым в качестве резервного;
2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с контрольно-резервным РМ, применяемым в качестве контрольного.
Таблица 4 - Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 10 до 160 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
| Режим работы СИКН | постоянный |
| Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц | 380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Параметры измеряемой среды |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Рабочий диапазон давления измеряемой среды, МПа | от 1,5 до 4,0 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +5 до +40 |
| Диапазон плотности измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 | от 800,0 до 950,0 |
| Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, сСт | от 0,5 до 60,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность СИКН
| Наименование | Обозначение | Количество шт./экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» | - | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 |
| Методика поверки | - | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе инструкция 0918.01.00.000 ИС. МИ «ГСИ. Масса нефти. Методика (метод) измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара», аттестована ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/79014-20.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
