Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №294 ПСП «Малая Пурга». Резервная схема учета (далее - РСУ) предназначена для автоматизированного коммерческого учета нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ООО «УДС нефть» и ПАО «Транснефть».
Описание
Принцип действия РСУ основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют по результатам измерений в трубопроводе:
- объема нефти с помощью расходомера ультразвукового, преобразователя избыточного давления и датчика температуры;
- плотности нефти с помощью поточного преобразователя плотности, преобразователя избыточного давления, датчика температуры.
Массу брутто нефти вычисляет система сбора и обработки информации (далее - СОИ), как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.
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.
РСУ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка РСУ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Конструктивно РСУ состоит из измерительной линии (далее - ИЛ) и СОИ. Технологическая обвязка и запорная арматура РСУ не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора), оснащенное средствами отображения, управления и печати.
РСУ установлена на одной площадке последовательно с системой измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) на ПСП «Малая Пурга» (далее - СИКН) в связи, с чем предусмотрена возможность:
- измерения массы нефти с применением результатов измерений плотности нефти поточным преобразователем плотности, установленным в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК) СИКН;
- измерения температуры и давления нефти средствами измерений, установленными в БИК СИКН.
В состав РСУ входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - рег. №)), приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Состав РСУ
| Наименование СИ | Рег. № |
| Преобразователи расхода жидкости ультразвуковые DFX-ММ (далее - ПР) | 79419-20 |
| Датчики давления Метран-150 | 32854-13 |
| Датчики температуры Rosemount 644 | 63889-16 |
| Комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» | 52866-13 |
В сосав РСУ входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы РСУ.
РСУ обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматизированные измерения массы и массового расхода нефти косвенным методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, массовой доли воды в нефти;
- автоматизированные измерения температуры, давления и плотности нефти;
- измерения давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- поверка и контроль метрологических характеристик ПР с применением поверочной установки;
- ручной отбор проб нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012;
- автоматический контроль технологических параметров нефти в РСУ, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защита алгоритма и программы РСУ от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав РСУ, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа или МИ 3002-2006 (в случае отсутствия требований в описании типа СИ).
Заводской номер 577 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесен на раму РСУ.
Нанесение знака поверки на РСУ не предусмотрено.
Программное обеспечение
РСУ реализовано в ИВК и в АРМ оператора, оснащенные средствами отображения, управления и печати. Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) РСУ приведены в таблицах 2 и 3.
Уровень защиты ПО РСУ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Abak.bex |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4069091340 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Т а б л и ц а 3 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcOil.dll | CalcPov.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.5.6 | 2.0.6.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 91CC5FAC | 92C7EFA0 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч (м3/ч) | от 50 (52,63) до 150 (176,47) |
| 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 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 |
| Вязкость кинематическая при температуре 20 оС, мм2/с (сСт), не более | 40 |
| Плотность, кг/м3 - при температуре 20 оС - в рабочем диапазоне температуры | от 850 до 950 от 843,1 до 959,4 |
| Температура, оС | от +5 до +40 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля воды, % | от 0,03 до 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Давление нефти, МПа - рабочее - минимальное допускаемое - максимально допускаемое | от 0,8 до 1,2 0,8 1,57 |
| Режим работы | периодический |
| Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц | 3-х фазное 380±38 50±0,4 | однофазное 220±22 50±0,4 |
| Температура наружного воздуха по СП 131.13330.2020, оС | от -48 до +37 |
Т а б л и ц а 6 - Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Средний срок службы, лет, не менее | 20 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта РСУ типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 7 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №294 ПСП «Малая Пурга». Резервная схема учета | _ | 1 |
| Паспорт | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 1390-2025 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №294 ПСП «Малая Пурга». Резервная схема учета», ФР.1.29.2025.52483.
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 6.1.1);
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».
