Система измерений количества и показателей качества нефти УПН-2 (Цех №2) ООО «ННПО». Прием нефти на установку (далее — СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Система измерений количества и показателей качества нефти УПН-2 (Цех №2) ООО «ННПО». Прием нефти на установку (далее — СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений по ГОСТ 8.587-2019 с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей по линиям связи поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее — ИВК), который преобразует их в значение измеряемой величины и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационной документацией ее компонентов.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (далее — БФ), блока измерительных линий (далее — БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее — БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее — УПППУ) и системы сбора и обработки информации (далее — СОИ).
Средства измерений, входящие в состав СИКН и участвующие в измерениях массы нефти, их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений приведены в таблице 1.
Таблица 1 — Средства измерений из состава СИКН
| Наименование и тип средства измерений | Рег. номер1) |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификация CMF300) с преобразователями 2700 | 45115-10 |
| Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 |
| Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | 53211-13 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-11 |
| Преобразователи измерительные 644, 3144Р | 14683-09 |
| Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р | 56381-14 |
| Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304 | 50519-17 |
| Наименование и тип средства измерений | Рег. номер1) |
| Преобразователи температуры Метран-280, Метран-280-Ех | 23410-13 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 |
| Датчики давления ЭМИС-БАР | 72888-18 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 52638-13 |
| Преобразователи плотности и расхода CDM модификация CDM100P | 63515-16 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10, 14557-15 |
| Комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее — ИВК) | 43239-09, 43239-15, 76279
19 |
| Расходомеры ультразвуковые UFM 3030 | 48218-11 |
| Расходомеры-счетчики ультразвуковые «Взлет МР» | 28363-14 |
| Примечание:
1) — регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. |
|
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
— автоматические измерения массы брутто нефти в рабочем диапазоне массового расхода, температуры, давления, плотности нефти;
— измерение температуры, давления, плотности и объемной доли воды в нефти;
— автоматическое вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, а также массовой доли воды вычисленной по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером или полученных в лаборатории;
— проведение поверки и контроля метрологических характеристик расходомеров с применением передвижной поверочной установки на месте эксплуатации;
— проведение контроля метрологических характеристик рабочего расходомера с применением контрольно-резервного расходомера;
— автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
— регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
— контроль нарушения предупредительных границ и аварийных значений;
— отображение на АРМ оператора мгновенных и рассчитанных значений, архивных данных учета, диагностической информации системы в виде мнемосхем, трендов;
— защиту информации от несанкционированного доступа.
Пломбирование СИКН не предусмотрено. Для исключения возможности непреднамеренных и преднамеренных изменений измерительной информации, средства измерений, входящие в состав СИКН, пломбируются в соответствии с требованиями, изложенными в их описаниях типа.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Заводской номер СИКН № 01 в цифровом формате нанесен методом печати на шильд-табличку, расположенную на блок-боксе, в котором размещены СОИ и БИК и указан в эксплуатационной документации.
О бщий вид СИКН и место крепления шильд-таблички показаны на рисунке 1.
Шильд-табличка с заводским номером
Рисунок 1 — Общий вид СИКН и место крепления шильд-таблички
Программное обеспечение (далее — ПО) СИКН, обеспечивающее реализацию функций СИКН, состоит из встроенного ПО комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), которые являются средствами измерений утвержденного типа и автономного ПО Rate АРМ оператора УУН.
ПО Rate АРМ оператора УУН осуществляет отображение результатов измерений, технологических параметров процесса, состояние технологического оборудования и запорно-регулирующей арматуры в виде таблиц и мнемосхем, подготовку отчетов, ведение архивов.
ПО комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), обеспечивает измерение, преобразование, регистрацию, обработку, контроль, хранение и индикацию параметров технологического процесса в реальном масштабе времени, вычисление массового расхода (массы) нефти по заложенному в нем алгоритму.
Идентификационные признаки метрологически значимого ПО, в соответствии с описанием типа комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») приведены в таблицах 2 — 4.
Таблица 2 — Идентификационные признаки метрологически значимого ПО комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), рег. номер 43239-09_______
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.05 | 6.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | DFA87DAC | 24821CE6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | — | — |
Таблица 3 — Идентификационные признаки метрологически значимого ПО комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), рег. номер 43239-15_______
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | 24821CE6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | — |
Таблица 4 — Идентификационные признаки метрологически значимого ПО комплексов
измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), рег. номер 76279-19
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.XXX |
| Цифровой идентификатор ПО | XXXXXXXX |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
| Примечание — Идентификационные данные ПО ИВК приведены в свидетельствах о метрологической аттестации (сертификатах подтверждения соответствия) программного обеспечения (программы) для каждой конкретной версии (или диапазона версий) ПО ИВК. | |
Встроенное ПО ИВК защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных путем введения паролей, разграничения уровня доступа, механическим опломбированием. Доступ к метрологически значимой части ПО ИВК для пользователя закрыт.
Идентификационные признаки метрологически значимого ПО АРМ оператора приведены в таблице 5.
Таблица 5 — Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Rate АРМ оператора УУН |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Уровень защиты встроенного ПО комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты автономного ПО Rate АРМ оператора УУН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Влияние программного обеспечения учтено при нормировании метрологических характеристик.
Таблица 6 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 8 до 33 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
аблица 7 — Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (рабочая и контрольно-резервная) |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Характеристики измеряемой среды:
— избыточное давление, МПа — температура, °С — вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) — плотность в рабочих условиях, кг/м3 |
от 0,15 до 0,8 от +5 до +45 от 4 до 15 от 835 до 880 |
| — массовая доля воды, % не более
— массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 не более — массовая доля механических примесей, % не более — содержание свободного газа, % |
0,5
50 0,01 не допускается |
| Параметры электрического питания:
— напряжение питания переменного тока, В — частота переменного тока, Гц |
380±38, 220±22 50±1 |
| Условия эксплуатации:
— температура окружающего воздуха, °С: — в месте установки БФ, БИЛ1) — в месте установки СОИ и БИК в обогреваемом блок-боксе — относительная влажность воздуха, %: — в месте установки БФ, БИЛ1) — в месте установки СОИ и БИК в обогреваемом блок-боксе — атмосферное давление, кПа |
от -40 до +40 от +10 до +35
от 30 до 85 от 30 до 80 от 84 до 106 |
| Режим работы СИКН | непрерывный2) |
| Примечания:
1) средства измерений находятся в термочехлах; 2) при необходимости допускается периодический режим работы СИКН. |
|
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измерений представлена в таблице 8.
Таблица 8 — Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти УПН-2 (Цех №2) ООО «ННПО». Прием нефти на установку | — | 1 шт.
зав. № 01 |
| Руководство по эксплуатации | — | 1 экз. |
| Комплект эксплуатационных документов на комплектующие изделия, входящие в состав СИКН | — | 1 экз. |
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти УПН-2 (Цех №2) ООО «ННПО». Прием нефти на установку», аттестованной Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311735, свидетельство об аттестации № 1307-RA.RU.311735-2025.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 года № 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 РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» п. 6.1.1
