Система измерений количества и показателей качества нефти при НПС "Терновка-2" СИКН 100-2-6,3-УХЛ1
| Номер в ГРСИ РФ: | 75106-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Завод "Нефтегазоборудование", г.Саратов |
Система измерений количества и показателей качества нефти при НПС «Терновка-2» СИКН 100-2-6,3-УХЛ1 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, поступающей по подводящим трубопроводам при проведении оперативного учёта.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 75106-19 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти при НПС "Терновка-2" СИКН 100-2-6,3-УХЛ1 | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | ad9a797b-aa33-ba47-1eab-a1dbd6d9c0ce | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО "Завод "Нефтегазоборудование", г. Саратов
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Актуальность информации | 14.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
75106-19: Описание типа
2023-75106-19.pdf
|
Скачать | 70.7 КБ | |
|
75106-19: Методика поверки
2022-mp75106-19.pdf
|
Скачать | 2.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти при НПС «Терновка-2» СИКН 100-2-6,3-УХЛ1 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, поступающей по подводящим трубопроводам при проведении оперативного учёта.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью кориолисовых преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с кориолисовых преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса (ИВК), который вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта, и состоящую из блока измерений количества нефти (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты.
Система состоит из двух измерительных линий (одной рабочей и одной резервной), в которые входят следующие средства измерений:
- счётчики-расходомеры массовые «ЭМИСС-МАСС 260» (далее - СРМ), тип которых зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - Госреестр) № 42953-15;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, Госреестр № 14557-15;
- расходомер-счетчик ультразвуковой «Optisonic 3400», Госреестр № 57762-14;
- датчики давления ПОТОК серии DS III 7MF- 4033-1FA00-1PB6-ZA01- избыточное, Госреестр № 60897-15;
- датчики давления ПОТОК серии DS III 7MF- 4433-1GA02-1PB6-ZA01- перепад, Госреестр № 60897-15;
- датчик давления ПОТОК серии DS III 7MF- 4433-1EA02-1PB6-ZA01- перепад, Госреестр № 60897-15;
- термопреобразователи температуры ТСМУ Метран-274, Госреестр № 21968-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- модуль измерительный контроллеров программируемых «Simatic S7-1500», Госреестр № 60314-15;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), которое реализовано в модуле измерительном контроллеров программируемых «Simatic S7-1500», сведения о котором 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 системы
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
модуль измерительный контроллеров программируемых «Simatic S7-1500» | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Lib SIKN.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0* |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
843C160F |
Технические характеристики
Основные метрологические характеристики системы приведены в таблице 2
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 12,5 до 65,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности - измерений массы брутто нефти, % - определения массы нетто нефти, % |
±0,25 ±0,35 |
Основные характеристики измеряемой среды приведены в таблице 3
Таблица 3 - Характеристики рабочей среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от 0 до +50 |
|
Диапазон плотности измеряемой среды при +15 °С, кг/м3 |
от 833,8 до 853,6 |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды при +20°С, сСт (мм2/с), не более |
15 |
|
Массовое содержание серы, %, не более |
0,6 |
|
Массовое содержание воды, %, не более |
1 |
|
Диапазон давления, МПа - рабочее давление, МПа, не более |
от 0,6 до 4,0 1,6 |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380/220±22 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
10 |
|
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С Температура внутри блоков, °С Влажность окружающего воздуха, % Атмосферное давление, кПа |
от -40 до +45 от -5 до +35 до 80 100±5 |
|
Режим работы |
периодический |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
8000 |
|
Срок службы, лет, не менее |
20 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество (экз.) |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти при ДНС «Терновка-2» СИКН 100-2-6,3-УХЛ1 |
заводской № 19 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 0929-9-2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0929-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти при НПС «Терновка-2» СИКН 100-2-6,3-УХЛ1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29.03.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны 1 и 2 разряда с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру, в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 256 «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»;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти при ДНС «Терновка-2» СИКН 100-2-6,3-УХЛ1, утвержденном ФГУП «ВНИИР» 27 ноября 2018 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/18109-18 от «27» ноября 2018 г.)
Нормативные документы
Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объёма жидкости в потоке, объёма жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объёмного расходов жидкости, утверждённая Приказом Росстандарта № 256 от 07.02.2018г.
Приказ Минэнерго РФ от 15.03.2016г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учёте используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
Смотрите также
