Система измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП "Калиновый ключ" ООО "Татнефть-Самара"
Номер в ГРСИ РФ: | 45204-10 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
45204-10: Описание типа СИ | Скачать | 174.4 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 45204-10 |
Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП "Калиновый ключ" ООО "Татнефть-Самара" |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2010 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИР |
Адрес центра | 420088, г.Казань, ул.2-я Азинская, 7а |
Руководитель центра | Иванов Валерий Павлович |
Телефон | (8*843*2) 72-70-62 |
Факс | 72-00-32 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 40832 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 03д2 от 29.07.10 п.230 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Россия
450005, Башкортостан, ул.50 лет Октября, 24, тел. (3472) 28-44-36, факс 28-44-11, тел/факс 28-80-98
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП, утверждена ВНИИР в 2010 г. |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
45204-10: Описание типа СИ | Скачать | 174.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой установки переработки нефти с приемо-сдаточным пунктом «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы и параметров нефти сырой при учетных операциях между ННП-1 Александровского месторождения и ООО «Татнефть-Самара».
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой, реализованного с помощью измерительного преобразователя массового расхода жидкости - массового счетчика-расходомера (далее - МР).
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее составляющих.
СИКНС состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):
- расходомеры массовые Promass 83F (№ 15201-07);
- преобразователи давления измерительные модели Cerabar РМР (№ 41560-09);
- манометры МПТИ ОАО «Манотомь» (№ 26803-06);
- манометры МПЗ-УУ2 ОАО «Манотомь» (№ 10135-05);
- преобразователи температуры TR-10 (№26239-06)
- термометры стеклянные типа ТЛ-4 исп. 1 (№ 303-91);
- контроллер измерительный FloBoss модели S600 (№14661-08);
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое вычисление массы нефти сырой в рабочем диапазоне (т);
- автоматическое измерение температуры (°C) и давления (МПа) нефти;
- автоматическое измерение объемного содержания воды в нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик МР по передвижной поверочной установки;
- контроль метрологических характеристик рабочего МР по контрольному МР или по передвижной поверочной установке (далее - ПУ);
- поверку рабочего и контрольного МР по передвижной ПУ.
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Метрологически значимое ПО системы и измеренные данные защищены от случайных или непреднамеренных изменений.
Технические характеристики
Основные технические характеристики приведены в таблице 1. Таблица 1
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Рабочая среда |
нефть сырая |
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
От 8,0 до 60,0 |
Диапазон измерений температуры, °C |
от 5 до 38 |
Диапазон измерений давления, МПа |
от 0,25 до 4,0 |
Диапазон измерений массовой доли воды, % |
не более 10,0 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C |
±0,2 |
Пределы допускаемой приведенной погрешности при измерении давления, % |
±0,5 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении объемной доли воды, % |
±0,15 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерениях массы сырой нефти, % - на рабочей линии - на резервно-контрольной линии |
±0,25 ±0,20 |
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 резервноконтрольная). |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
1. Единичный экземпляр системы в составе согласно инструкции по эксплуатации.
2. Инструкция по эксплуатации системы.
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара». Методика поверки».
4. МИ 3140-2008 Рекомендация «ГСИ Масса сырой нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП ЗАО «Татнефть-Самара».
Поверка
Поверку системы проводят в соответствии с инструкцией «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» в 2010 г.
Основное поверочное оборудование (рабочие эталоны):
Установка эталонная мобильная «МЭУ-1» с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы жидкости: ± 0,11%.
Межповерочный интервал системы: один год.
Нормативные документы
МИ 2693-2001 «ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения».
ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
МИ 3140-2008 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика выполнения измерений системой измерения количества и параметров нефти сырой установки подготовки нефти с приемо-сдаточным пунктом ООО «Татнефть-Самара».
Рекомендация «ГСИ. Счетчики - расходомеры массовые «Promass» фирмы «Endress Hauser». Методика поверки эталонной передвижной массомерной установкой», утверждённая ФГУП «ВНИИР» 14.07.2006 г.
Заключение
Тип единичного экземпляра системы измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.