Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС "Южный"
| Номер в ГРСИ РФ: | 78079-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 78079-20 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС "Южный" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 361-02 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 78079-20: Описание типа СИ | Скачать | 82.3 КБ | |
| 78079-20: Методика поверки МП 0999-9-2019 | Скачать | 5.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением счетчика-расходомера массового. Выходные сигналы измерительного преобразователя счетчика-расходомера массового поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНС и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе СИКНС применены следующие средства измерений утвержденных типов:
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 2400 (далее по тексту - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 53804-13;
- датчики температуры Rosemount 3144Р, рег. 63889-16;
- датчики давления Метран-150 модели 150 TG и модели 150CD, рег. № 32854-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее по тексту ВП), рег. № 14557-15;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14.
В систему обработки информации СИКНС входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту ИВК), рег. №43239-15;
- автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ) оператора.
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений:
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 303-91;
- манометры МП показывающие и сигнализирующие, рег. № 59554-14.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» 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
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК (основной) |
ПО ИВК (резервный) | |
|
Идентификационное наименование ПО |
OZNA-Flow |
Formula.o |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0 |
v.6.15 |
v.6.10 |
Продолжение таблицы 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК (основной) |
ПО ИВК (резервный) | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
64С56178 |
5ED0C426 |
24821CE6 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКНС
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) |
от 40 до 352 (от 50 до 400) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %: | |
|
- массы сырой нефти - массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по ре- |
±0,25 |
|
зультатам измерений объемной доли воды влагомером: | |
|
- при содержании объемной (массовой) доли воды от 0 до 5,0 (6,3) % - при содержании объемной (массовой) доли воды от 5,0 (6,3) до 8,0 |
±0,35 |
|
(10,0) % - массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории |
±0,40 |
|
- при содержании массовой доли воды от 0 до 5,0 % |
±0,55 |
|
- при содержании массовой доли воды от 5,0 до 10,0 % |
±0,90 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики СИКНС
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
|
Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа: - рабочее - максимально допустимое |
от 0,8 до 2,9 2,9 |
|
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
|
Диапазон плотности измеряемой среды в рабочих условиях, кг/м3: |
от 800,0 до 880,0 |
|
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочих условиях, мм2/с (сСт): |
от 4,0 до 9,25 |
|
Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при +20 оС, кг/м3 |
от 786,7 до 886,7 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +10 до +30 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
10 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,0024 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
0,37 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
2,4 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры +204 оС, не более |
0,370 |
|
Содержание свободного газа, %, не более |
не допускается |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
0,97 |
|
Диапазон плотности газа при стандартных условиях, кг/м3 |
от 1,02 до 1,03 |
|
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц |
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, оС - температура в блок-боксе, оС, не менее |
от -49 до +35 +5 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный» |
заводской № 361-02 |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
ОИ 361-02.00.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0999-9-2019 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0999-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 05 июля 2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 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», обеспечивающий определение метрологических характеристик счетчиков - расходомеров массовых в требуемых диапазонах расхода;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный» АО «РН-Няганьнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/4209-18). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2018.30763.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Рос-стандарт) от 07.02.2018 г. № 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»
Смотрите также
