Назначение
Установка измерительная ЗАО «Алойл» (далее - ИУ) предназначена для автоматизированного коммерческого учета нефти при приеме нефти с автоцистерн между приемщиком нефти - ЗАО «Алойл» и организациями, сдающими нефть.
Описание
Принцип действия ИУ основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых «ЭМИС-МАСС 260» (далее - МПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей МПР поступают на соответствующие входы комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют как разность массы нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно ИУ состоит из двух рабочих измерительных линий (ИЛ), двух узлов подключения передвижной поверочной установки (ПУ) и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ).
СОИ обеспечивает сбор, обработку и хранение измерительной информации. В состав СОИ входят: ИВК (основной и резервный), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе ПО ПК «Кристалл» (далее - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
В состав ИУ входят следующие средства измерений (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 ИУ
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» | 77657-20 |
| Преобразователи давления измерительные ОВЕН ПД100 | 47586-11 |
| Датчики температуры ТСПТ | 75208-19 |
| Влагомеры поточные ВСН-АТ | 62863-15 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 | 75139-19 |
В состав ИУ входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы ИУ.
ИУ обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти (т/ч);
- автоматическое вычисление массы нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3) и объемной доли воды (%) нефти;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений поточными анализаторами или в лаборатории по объединенной пробе нефти содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроля метрологических характеристик МПР по передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав ИУ, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа.
Нанесение знака поверки на ИУ не предусмотрено.
Заводской № 625 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на шильд-табличку блок-бокса ИУ.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций ИУ. Программное обеспечение (ПО) ИУ реализовано в ИВК и АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблицах 2 и 3 соответственно.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО ИВК (основного и резервного)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | EMC07.Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | РХ.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 (основного и резервного)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcOil.dll | CalcPov.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.5.0 | 2.0.5.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4BB2D125 | F970D22F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Уровень защиты ПО ИУ «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч (м3/ч) | от 8,6 (10) до 29,4 (30) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| П р и м е ч а н и е - пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти и массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси нормируется в соответствии с документом: МН 1337-2024 «ГСИ. Масса нефти и нефтегазоводяной смеси. Методика измерений установкой измерительной ЗАО «Алойл». ФР.1.29.2024.48889 |
Т а б л и ц а 5 - Физико-химические показатели нефти
| Наименование | Значение |
| Рабочая среда | нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2020 (класс 3, тип 4, группа 3, вид 2) |
| Вязкость кинематическая при рабочих условиях, мм2/с (сСт), не более | 75 |
| Плотность нефти при +20 °С, кг/м3 - минимальная - максимальная | 860 980 |
| Температура нефти, °С | от +5 до +40 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, кПа (мм.рт.ст), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля воды, %, не более | 1 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
Т а б л и ц а 6 - Физико-химические показатели нефтегазоводяной смеси
| Наименование | Значение |
| Рабочая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Вязкость кинематическая при рабочих условиях, мм2/с (сСт), не более | 75 |
| Плотность нефти при +20 °С, кг/м3 - минимальная - максимальная | 860 980 |
| Температура нефти, °С | 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 до 20 (100*) |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 12000 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,1 |
| * возможно кратковременное повышение массовой доли воды в нефти до 100% в начальный период слива с автоцистерны (не более 3 минут). |
Т а б л и ц а 7 - Основные технические характеристики
| Наименование | Значение |
| Давление нефти, МПа - рабочее | 1,0 |
| - минимальное допускаемое | 0,6 |
| - максимальное допускаемое | 1,0 |
| Режим работы ИУ | периодический |
| Параметры электрического питания: | 3-х фазное | однофазное |
| - напряжение, В | 400±40/ | 230±23/ |
| - частота, Гц | 50±0,4 | 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура в шкафу ИУ, °С | от +5 до +35 |
| - относительная влажность, %, не более | 95 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84,0 до 106,7 |
Т а б л и ц а 8 - Показатели надежности
| Наименование | Значение |
| Средний срок службы, лет, не менее | 12 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта ИУ типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 9 - Комплектность ИУ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Установка измерительная ЗАО «Алойл» | — | 1 шт. |
| Паспорт | 23С14 ПС | 1 экз. |
| Методика поверки | — | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 1337-2024 «ГСИ. Масса нефти и нефтегазоводяной смеси. Методика измерений установкой измерительной ЗАО «Алойл», ФР.1.29.2024.48889.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.1.1 и 6.2.1);
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 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».
