Система измерений количества и показателей качества нефти № 1015 (основная схема учета) (далее — система) предназначена для автоматического измерения массы и показателей качества нефти.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1015 (основная схема учета) (далее — система) предназначена для автоматического измерения массы и показателей качества нефти.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти.
При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти измеряют с применением счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти вычисляет измерительный контроллер, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты определения массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в аккредитованной испытательной лаборатории и массовой доли воды в нефти, используя результаты измерений, полученные в аккредитованной испытательной лаборатории или вычисленной системой обработки информации по результатам автоматических измерений объемной доли воды в нефти поточным влагомером.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, системы обработки информации и системы дренажа.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
В состав системы входят средства измерений, участвующие в измерениях массы нефти, измерениях и контроле показателей качества нефти, а также контроле технологических режимов работы системы, приведенные в таблице 1. Часть средств измерений формируют измерительные каналы (ИК) системы, приведенные в таблице 3.
Таблица 1 — Состав системы
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер* |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400 (далее — СРМ) | 45115-10 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные тип 7835 | 94755-25, 94766-25 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10, 14061-15 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-11 |
| Преобразователи измерительные 3144P | 14683-09 |
| Датчики температуры Rosemount 3144Р | 63889-16 |
| *В Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. | |
В состав системы входят показывающие средства измерений давления и температуры.
Общий вид системы с указанием места нанесения заводского номера приведен на рисунке 1.
Заводской номер системы (№ 1015) нанесен на маркировочную табличку, методом гравировки, в месте, указанном на рисунке 1.
Место нанесения заводского номера
Рисунок 1 — Общий вид системы с указанием места нанесения заводского номера
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений на контровочной проволоке:
— пропущенной через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах СРМ;
— охватывающей корпус преобразователя серии 2700, эксплуатируемого в комплекте с СРМ;
— пропущенной через отверстия в задней части корпуса контроллеров измерительных FloBoss модели S600+ (далее — ИВК), заводские № 20027366, 20027364, 20027828;
устанавливается свинцовая (пластмассовая) пломба, несущая на себе знак поверки (оттиск клейма поверителя), который наносится методом давления.
Схемы пломбировки от несанкционированного доступа с местами установки пломб, представлены на рисунках 2, 3.
Места установки пломб
а) СРМ
б) преобразователь серии 2700
Рисунок 2 — Схема пломбировки СРМ и преобразователя серии 2700
Место установки пломбы
Рисунок 3 — Схема пломбировки ИВК
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК, обеспечивает реализацию функций системы. Идентификационные данные ПО указаны в таблице 2.
Метрологические характеристики системы указаны с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО высокий в соответствии с Р 50.2.077 — 2014.
аблица 2 — Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| ИВК (основной) | ИВК (резервный) | |
| Идентификационное наименование ПО | Linux Binary.app | Linux Binary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.09g/09g 230712 | 06.09g/09g 230712 |
| Цифровой идентификатор ПО | 33b8 | 33b8 |
Состав и метрологические характеристики ИК, а также метрологические и основные технические характеристики системы, и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3-5.
Таблица 3 — Состав и основные метрологические характеристики ИК
| Ном ер ИК | Наименован ие ИК | Количест во ИК (место установки ) | Состав ИК | Диапазон измерени й1) | Пределы допускаемой о тносительной погрешности ИК | |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть | |||||
| 1 | Массы (массового расхода) нефти | 1 (БИЛ2), ИЛ3) № 1) | СРМ | ИВК | от 80 до 300 т/ч | ±0,25 % |
| 2 | Массы (массового расхода) нефти | 1 (БИЛ, ИЛ № 2) | СРМ | ИВК | от 80 до 300 т/ч | ±0,25 % |
| 3 | Массы (массового расхода) нефти | 1 (БИЛ, ИЛ № 3) | СРМ | ИВК | от 80 до 300 т/ч | ±0,20 %4) |
1) Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при определении метрологических характеристик ИК и не может превышать максимальный диапазон измерений.
2) Блок измерительных линий.
3) Измерительная линия.
4) При применении в качестве контрольно-резервного.
Таблица 4 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Расход через систему, т/ч* — минимальный — номинальный — максимальный | 80
350 480 |
| 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 расхода. Фактический диапазон расхода определяется при проведении поверки системы и не может выходить за указанные пределы. | |
аблица 5 — Основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| Технические характеристики системы:
— давление измеряемой среды, МПа — режим работы |
от 0,2 до 0,8 постоянный |
| Параметры измеряемой среды:
— измеряемая среда — плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 — температура, °С — давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, кПа (мм рт. ст.), не более — массовая доля механических примесей, %, не более — массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более — массовая доля воды, %, не более |
нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия» от 790 до 930 от +5 до +35
66,7 (500) 0,05 100 0,5 |
аблица 6 — Показатели надежности системы
| Наименование характеристики | Значение |
| Средний срок службы, лет, не менее | 20 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы печатным способом.
Комплектность системы приведена в таблице 7.
аблица 7 — Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система | — | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | — | 1 экз. |
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1015. Основная схема учета», свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/166014-17, регистрационный № ФР.1.29.2018.29440.
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 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».
