Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ "Азнакаевскнефть" на УПС "Бахчисарай" НГДУ "Прикамнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 73440-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | НГДУ "Азнакаевскнефть" ПАО "Татнефть" им.В.Д.Шашина, г.Альметьевск |
Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти сырой.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73440-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ "Азнакаевскнефть" на УПС "Бахчисарай" НГДУ "Прикамнефть" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
НГДУ "Азнакаевскнефть" ПАО "Татнефть" им.В.Д.Шашина, г.Альметьевск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 73440-18: Описание типа СИ | Скачать | 74.2 КБ | |
| 73440-18: Методика поверки МП 0715-9-2017 | Скачать | 5.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти сырой.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли растворенного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, узла измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации, узла подключения передвижной поверочной установки и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода сырой нефти в узле измерений параметров нефти сырой (далее - БИК): в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF300 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее - рег.) № 45115-10;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (далее - ВП), рег. № 14557-01, 14557-15;
- датчики давления Метран-100, рег. № 22235-08;
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-274, рег. № 21968-06, 21968-11;
- преобразователь расхода турбинный МИГ-М, рег. № 65199-16.
В систему обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, рег.№ 19240-00;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора «Плазма».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, рег.№ 1844-63, 1844-15;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 303-91.
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном ИМЦ-03 и АРМ оператора «Плазма», сведения об АРМ оператора «Плазма» приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
АРМ оператора «Плазма» | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
dMetro150v13.dll |
TELE_Server exe |
ARM_SIKN.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0961BEF2 |
0E0B193F |
9D219CD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 20 до 100 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти |
±0,25 |
|
сырой, % | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой: - при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5 % |
±0,68 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 7,38 % |
±0,6 |
|
(при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 10,0 %); - определения массы нетто сырой нефти при определении объемной доли воды с применением ВП: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5 % |
0,56 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 7,38 % |
0,6 |
|
(при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 10,0 %). |
Таблица 3 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон плотности сырой нефти при +20 °С, кг/м3 |
от 860 до 905 |
|
Плотность пластовой воды, кг/м3, не более |
1200 |
|
Диапазон кинематической вязкости, сСт |
от 20 до 90 |
|
Диапазон давления, МПа |
от 0,9 до 3,0 |
|
Диапазон температуры, °С |
от -2 до +30 |
|
Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более |
10,0 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,02 |
|
Массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3, не более |
20000 |
|
Содержание растворенного газа, м3/т, не более |
0,75 |
|
Плотность газа, при стандартных условиях, кг/м3, не более |
1,3 |
|
Содержание свободного газа, % |
отсутствует |
|
Режим работы системы |
периодический |
|
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц |
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
10 |
|
Условия эксплуатации - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -35 до +35 от 30 до 80 от 84 до 106 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть» |
заводской № 1 |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации СИКНС на пункте сдачи нефти (ПСН) НГДУ «Азнакаевскнефть» при УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть» |
- |
1 |
|
Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть». Методика поверки |
МП 0715-9-2017 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0715-9-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 19 июля 2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/21009-17 от 29.12.2017).
Нормативные документы
Приказ № 256 от 07.02.2018 «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»
Смотрите также
