Система измерений количества и показателей качества нефти № 819
| Номер в ГРСИ РФ: | 43415-09 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ИПФ Вектор", г.Тюмень |
|
43415-09: Описание типа
2009-43415-09.pdf
|
Скачать | 225.8 КБ |
Для измерения количества (массы) и показателей качества нефти при проведении учетных операций. Область применения - ООО "Нарьянмарнефтегаз".
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 43415-09 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 819 | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | e6a31280-aa10-3de3-8516-fc969cc246f6 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
| Год регистрации | 2009 | ||||||
| Общие данные | |
|---|---|
| Технические условия на выпуск | тех.документация ЗАО |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2009 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ ООО "СТП" |
| Адрес центра | 420029, г.Казань, ул.Сибирский тракт, 34, корп.013, офис 306 |
| Руководитель центра | Яценко Игорь Александрович |
| Телефон | () 214-20-98, 214-03-76 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 38717 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 13д от 24.12.09 п.437 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ИПФ "Вектор", РОССИЯ, г.Тюмень
Россия
625018, ул.Республики, 209, оф.401, Тел. (3452) 59-27-26, 59-27-20, факс 59-27-27 (Почт.адрес: 625031, ул.Шишкова, д.88 тел. (3452) 38-87-20, 38-87-26, E-mail: sekretar@ipfvektor.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП ООО "СТП" |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 28.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
43415-09: Описание типа
2009-43415-09.pdf
|
Скачать | 225.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерения количества и показателей качества нефти № 819 зав. №25 (далее СИКН) предназначена для измерения количества (массы) и показателей качества нефти при проведении учетных операций.
Область применения - ООО «Нарьянмарнефтегаз».
Описание
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто 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 СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
СИКН состоит из измерительных каналов массы, плотности, температуры, давления, влагосодержания нефти, в состав которых входят следующие средства измерений: счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 300 (per. номер 13425-06); преобразователи плотности жидкости измерительные мод. 7835 (per. номер 15644-06); термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (per. номер 22257-05) с преобразователями измерительными серии 644 к датчикам температуры (per. номер 14683-04); преобразователи давления измерительные серии 3051 (per. номер 14061-04); влагомеры нефти поточные УДВН (исполнение т2) (per. номер 14557-05); контроллеры измерительные Floboss S600 (per. номер 14661-02).
В качестве рабочего эталона для поверки счетчиков-расходомеров массовых применяют установку трубопоршневую «Сапфир М» (поверочная установка), (per. номер 23520-07).
СИКН обеспечивает:
- измерение массы брутто нефти;
- измерение: давления и температуры нефти;
- измерение массовой доли воды в нефти;
- измерение плотности нефти;
- измерение расхода нефти в блоке измерений качества нефти;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- автоматизированное управление поверкой преобразователей массового расхода и вычисление результатов поверки;
- автоматизированное управление контролем метрологических характеристик преобразователей массового расхода и вычисление результатов контроля;
- вычисление массы нетто нефти.
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов.
Технические характеристики
Таблица
|
Наименование |
СИКН |
|
1 |
2 |
|
Рабочая среда |
нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002. |
|
Рабочий диапазон плотности (при температуре 20°С и избыточном давлении, равным нулю), кг/м3 |
от 800 до 900 |
|
Вязкость кинематическая, сСт |
от 3 до 30 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм2, не более |
300 |
|
Давление насыщенных паров, мм рт. ст., не более |
500 |
|
Содержание свободного газа, % |
Отсутствует |
|
Рабочий диапазон массового расхода нефти, т/ч |
от 30 до 816,48 |
|
Расход нефти в БИК, м3/ч |
от 0,1 до 10 |
|
Рабочий диапазон температуры нефти, °C |
от 40 до 70 |
|
Рабочий диапазон абсолютного давления нефти, МПа: |
от 0,3 до 1,6 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры, °C |
±0,2 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления, % |
±0,5 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения перепада давления на фильтрах, % |
±0,5 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности, кг/м3 |
±0,3 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в нефти, % |
±0,05 |
|
1 |
2 |
|
Пределы относительной погрешности вычисления массы нетто нефти, % |
±0,02 |
|
Условия эксплуатации: -температура окружающей среды, °C: для первичных преобразователей для устройств СОИ -относительная влажность, %: для первичных преобразователей для устройств СОИ -атмосферное давление, кПа |
от 5 до 35 от 5 до 30 до 98 до 85 от 84 до 106,7 |
|
Частота источника переменного тока 380/220 В, Гц |
50 ±1 |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
18000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа в соответствии с ПР 50.2.009 наносится на маркировочную табличку «Система измерения количества и показателей качества нефти № 819», зав. № 25 методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН соответствует таблице 2.
Таблица 2
|
№ п/п |
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Примечание |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
Система измерения количества и показателей качества нефти № 819. Зав. № 25. |
1 шт. | ||
|
2 |
Система измерения количества и показателей качества нефти № 819. Паспорт. |
1 шт. | ||
|
3 |
Инструкция. ГСОЕИ. Система измерения количества и показателей качества нефти № 819. Методика поверки. |
1 шт. |
Поверка
Поверка СИКН осуществляется в соответствии с документом «Инструкция. ГСОЕИ. Система измерения количества и показателей качества нефти № 819. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ООО «СТП» в декабре 2009 г.
Средства измерений для поверки: Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти УПВА, а также средства измерений в соответствии со следующими документами:
- ГОСТ Р 8.462 - 2006 «ГСОЕИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»;
- МИ 1997 - 89 «Рекомендация. ГСОЕИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»;
- МИ 2366 «ГСОЕИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН-1п. Методика поверки»;
- МИ 2539 - 99 «ГСОЕИ. Измерительные каналы контроллеров, измерительновычислительных, управляющих, программно-технических комплексов. Методика поверки», утвержденный ГЦИ СИ ВНИИМС;
- МИ 2816 - 2003 «Рекомендация. ГСОЕИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- «Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки», разработанный и утвержденный ВНИИМС в октябре 2004 г.;
- «Рекомендация. ГСОЕИ. Контроллеры измерительные FloBoss S600. Методика поверки», утвержденный ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР в 2008 году;
- «Рекомендация. ГСОЕИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы Fisher-Rosemount. Методика поверки поверочной установкой «ВСР-М»»;
- «Рекомендация. ГСОЕИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы Fisher-Rosemount. Методика поверки».
Межповерочный интервал -1 год.
Нормативные документы
ГОСТ 2517 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСОЕИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСОЕИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ПР 50.2.009-94 «ГСОЕИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений».
МИ 2441 - 97. Рекомендация. ГСОЕИ. Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования.
Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго от 31.03.05. № 69;
Заключение
Тип средства измерений «Система измерения количества и показателей качества нефти № 819», Зав. № 25 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
Смотрите также
