Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 627
на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ООО «РИТЭК» и АО «Транснефть - Приволга».
Описание
СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер 01 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом на шильд-табличку СИКН.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее составляющих.
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых (далее - РМ).
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: три контроллера измерительных FloBoss модели S600+ (далее - ИВК) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ оператора) (основное и резервное) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
В состав СИКН входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный №)), приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Состав СИКН
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-10, 45115-16 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10, 14061-15 |
| Преобразователи измерительные 644 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, термопреобразователи прецизионные ПТ 0304-ВТ | 14683-09 22257-11 77963-20 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, преобразователи плотности жидкости «ТН-Плотномер-25-6,3» | 15644-06, 77871-20 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 | 15642-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10, 14557-15 |
| Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ | 38623-11 |
В состав СИКН входят стационарная ТПУ, применяемая для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) РМ, и показывающие СИ объема, давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с, (сСт)) нефти, содержания воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ РМ по стационарной ТПУ в комплекте с поточным преобразователем плотности;
- КМХ РМ рабочих ИЛ по контрольному РМ из состава контрольно-резервной ИЛ;
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защиту информации от несанкционированного доступа.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО ИВК, свидетельство о метрологической аттестации ПО ИВК № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011, выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл ИВК - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется ИВК, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации ПО № 01.00284-2010-031/04-2012 от 04.06.2012, выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».
В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:
- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблицах 2 и 3.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО ИВК_________________________________
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| основной ИВК | резервный ИВК | ИВК поверки |
| Идентификационное наименование ПО | PROSVET | PROSVET | PROSVET |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 248 | 248 | 138 |
| Цифровой идентификатор ПО | a21b | a21b | 162d |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 |
| Т а б л и ц а 3 - Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | A1C753F7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочий диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 65 до 262 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Т а б л и ц а 5 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Рабочий диапазон температур измеряемой среды, °С | от +20 до +40 |
| Рабочий диапазон давлений измеряемой среды, МПа | от 0,34 до 2,27 |
| Плотность измеряемой среды в рабочих условиях, кг/м3 | от 900,3 до 938 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочих условиях, мм2/с (сСт) | от 74,09 до 400 |
| Содержание свободного газа, % | отсутствует |
Продолжение таблицы 5
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С | от -43 до +39 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта» | _ | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 1357-2024 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта», ФР.1.29.2024.49806.
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»;
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1).
