Система измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара» (далее — СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара» (далее — СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, с применением турбинных преобразователей расхода (далее — ТПР) и преобразователей плотности, температуры и давления, выходные сигналы которых поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму. 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.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. 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 блока фильтров, блока измерительных линий (далее — БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее — БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки (далее — ПУ), эталонной ПУ (в блочном здании СИКН), узла регулирования давления и системы сбора и обработки информации (далее — СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, трех рабочих измерительных линий (далее — ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
БИК выполняет функции определения текущих показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (основное и резервное) (далее — ИВК), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора на базе ПО ПК «Cropos 2.0» (основное и резервное) (далее — АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее — КМХ) ПР по передвижной ПУ.
В состав СИКН входят средства измерений, приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 — Средства измерений
| Наименование средств измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Преобразователи расхода турбинные НТМ | 79393-20 |
| Преобразователи плотности и вязкости FVM (далее — ПВз) | 62129-15 |
| Преобразователи плотности и расхода CDM (далее — ПП) | 63515-16 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-2п (далее — ПВл) | 77816-20 |
| Датчики давления Агат-100МТ | 74779-19 |
| Датчики давления ЭМИС-БАР | 72888-18 |
| Датчики температуры ТСПТ Ex | 75208-19 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 | 75139-19 |
В состав СИКН входят СИ давления и температуры показывающие, СИ массового расхода жидкости (контроль изокинетичности расхода в БИК), применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
— автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
— автоматическое измерений массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
— автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) и объемной доли воды (%) в нефти;
— вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
— поверка и контроль метрологических характеристик (далее — КМХ) ТПР с применением поверочной установки на месте эксплуатации;
— КМХ рабочих ТПР с применением контрольно-резервного ТПР, применяемого в качестве контрольного;
— автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
— автоматический контроль технологических параметров нефти в СИКН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
— регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, актов приема-сдачи, паспортов качества, графических трендов, протоколов событий, журналов регистрации показаний средств измерений СИКН, протоколов КМХ средств измерений, входящих в СИКН;
— проведение КМХ ПП, ПВл, ПВз на месте эксплуатации без прекращения процесса измерений;
— защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа, методик поверки или МИ 3002-2006 (в случае отсутствия требований в описании типа СИ).
О бщий вид СИКН приведен на рисунке 1.
Заводской номер 231 СИКН нанесен на информационную табличку, представленную на рисунке 2, закрепленную на блок-здании СИКН. Формат нанесения заводского номера — цифровой.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Рисунок 1 — Общий вид СИКН
Место нанесения заводского номера
АО «НЕФТЕАВТОМАТИКА
^рт.|ИГНФ1-ПСП.СИКН-ПСГМ.1-О1.О0Ю0ООО СБ
Система измерения количества и показателей качества нефти с поверочной установкой (СИКН с ПУ и ЭПУ) Условное давление Р=1.6 МПа
Тол изготовления 12025 г
Клеймо ОТК I
№завп27? ’
МАССА Й10 500 ы
Рисунок 2 — Информационная табличка СИКН
СИКН реализовано в ИВК и в АРМ оператора, оснащенные средствами отображения, управления и печати. Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) СИКН приведены в таблицах 2 и 3.
Т а б л и ц а 2 — Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | EMC07.Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | PX.7000.01.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6AC84C68 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Т а б л и ц а 3 — Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | MI3380_Metrology.so |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | b2504193eba21c4aed5af5734b6f5696 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | KMXPRPR_Metrology.so |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7bcc85ecc3e8be890856441165993eac |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | KMXPP_Metrology.so |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3105b2bc4ede48955ddf63d606136df8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | KMXSI_Metrology.so |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2bc911ac8b0fc4139c033fac27d022b3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | Docs_Metrology.so |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8d6d6324f0e17b0bbad8dd29b28e9edc |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой идентификации пользователя.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «высокому» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 4 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода нефти через СИКН*, т/ч (м3/ч) | от 20 (23,26) до 300 (375) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| * — указаны минимальное и максимальное значения диапазона измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки СИКН и не может выходить за пределы приведенного диапазона измерений. | |
Т а б л и ц а 5 — Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Характеристики измеряемой среды:
— температура, °С — плотность, кг/м3 — плотность нефти при температуре 20 °С, кг/м3, не более — давление в СИКН, МПа: — минимальное допускаемое — максимальное допускаемое — расчетное — вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) — массовая доля воды, %, не более — массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более — массовая доля механических примесей, %, не более — массовая доля парафинов, % не более — массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более — массовая доля серы, % не более -1 — массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн 1 (ppm), не более — давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более — содержание свободного газа, % |
от +5 до +20 от 800 до 860 860
0,4 1,0 1,6 от 4,5 до 45 0,5 100 0,05 1,45 20 0,6 40 66,7 (500) не допускается |
| Количество ИЛ, шт. | 4 (3 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
| Параметры электрического питания: — напряжение переменного тока, В
— частота переменного тока, Гц |
380±38, трехфазное 220±22, однофазное 50±0,4 |
| Условия эксплуатации:
— температура окружающего воздуха, °С — относительная влажность воздуха, % |
от -59 до +35 до 100 при +25°С |
| Режим работы СИКН | непрерывный, автоматизированный |
| Суммарные потери давления в СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:
— в рабочем режиме — в режиме поверки и КМХ |
0,2
0,4 |
Т а б л и ц а 6 — Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Средний срок службы, лет, не менее | 25 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Т а б л и ц а 7 — Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара» | _ | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
представлены в документе МН 1416-2025 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1530 ПСП «Ангара»,
ФР.1.29.2025.52721.
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.1.1);
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».
