Назначение
Система измерений массы нефти по резервной схеме учета для объекта ПОН «Семилужки» АО «Региональный деловой центр Томской области» (далее - система) предназначена для измерения массы товарной нефти в горизонтальных стальных цилиндрических резервуарах косвенным методом статических измерений по резервной схеме учета нефти на ПОН «Семилужки».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода статических измерений массы нефти, реализованного с применением:
- резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-50;
- средств измерений (СИ) уровня нефти;
- СИ температуры нефти;
- СИ плотности или результатов измерений плотности нефти в аккредитованной испытательной лаборатории по аттестованной методике измерений плотности.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, 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 системы и эксплуатационными документами ее компонентов.
Конструктивно система состоит из резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-50 и установленных на них уровнемеров радарных и преобразователей температуры. По средствам кабельных проводок сигналы от измерительных приборов поступают в устройство распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200SP/SP. Показания измерений (текущего уровня и температуры нефти в резервуарах) и вычислений массы отображаются на автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора с установленным программным обеспечением «Визард 1.1».
В состав системы 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 системы
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-50 | 77316-20 |
| Уровнемеры радарные OPTIWAVE 7500C | 73407-18 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 | 38548-13 |
| Плотномеры портативные DM-23O.1A | 51123-12 |
| Метроштоки МШС-1,5; МШС-2,0; МШС-2,5; МШС-3,0; МШС-3,5; МШС-4,0; МШС-4,5; МШС-5,0; МШС-5,5; МШС-6,0 (составные) | 20265-08 |
| Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200SP/SPHA | 74165-19 |
Допускается применять другие СИ, допущенные к применению в установленном порядке, с аналогичными или лучшими метрологическими и техническими характеристиками.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- определение массы нефти в резервуарах косвенным методом статических измерений;
- вычисление объемно-массовых показателей нефти по резервуарам;
- представление информации о текущем уровне заполнения резервуаров;
- ведение архивных баз данных;
- защиту информации от несанкционированного доступа;
- диагностирование исправности технических средств и программного обеспечения;
- формирование отчетных документов, установленной и произвольной формы.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав системы, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа.
Заводской номер 24140 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на информационную табличку, расположенную на площадке вблизи люков резервуаров, входящих в состав системы.
Нанесение знака поверки на систему не предусмотрено.
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в АРМ оператора, оснащенным средствами отображения, управления и печати. Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) АРМ оператора приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Визард 1.1 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v.2/1/3001 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0xF8F68F6D342CFE90A14BBD7278319AFB B3EB3E0342CFA058AA4A5C348E69C87E |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | SHA2_256 |
Уровень защиты ПО АРМ оператора от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «среднему» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массы, т, не более | от 0,01 до 100 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,65 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,75 |
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858 |
| Физико-химические характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - температура, °С - вязкость кинематическая, сСт - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, кПа (мм рт.ст.), не более - содержание свободного газа, % | от 830 до 890 от +5 до +30 от 5 до 15 0,5 0,05 100 66,7 (500) не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22, 380±38 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 по СП 131.13330.2020, °С - температура окружающего воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,98 по СП 131.13330.2020, °С - абсолютная минимальная температура окружающего воздуха, °С - абсолютная максимальная температура окружающего воздуха, °С | - 39 - 41 - 55 + 35 |
| Режим работы СИ | периодический |
Т а б л и ц а 5 - Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Срок службы, не менее, лет | 25 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений массы нефти по резервной схеме учета для объекта ПОН «Семилужки» АО «Региональный деловой центр Томской области» | _ | 1 |
| Руководство по эксплуатации | ОФТ.10.3001.07.01 РЭ | 1 |
| Формуляр | ОФТ.10.3001.07.01 ФО | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
представлены в документе Инструкция «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений в резервуарах по резервной схеме учета на ПОН «Семилужки», ФР.1.29.2021.40966.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.1.4);
Приказ Росстандарта от 26.09.2022 № 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»;
Приказ Росстандарта от 29.12.2018 № 2840 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений длины в диапазоне от 1-10-9 до 100 м и длин волн в диапазоне от 0,2 до 50 мкм»;
Приказ Росстандарта от 01.11.2019 № 2603 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений плотности»;
Приказ Росстандарта от 23.12.2022 № 3253 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры».
