Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН "Тананыкская" ПАО "Оренбургнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 79772-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79772-20 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН "Тананыкская" ПАО "Оренбургнефть" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 372 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА - Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА - Инжиниринг"), Республика Башкортостан, г. Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 79772-20: Описание типа СИ | Скачать | 267.6 КБ | |
| 79772-20: Методика поверки МП 1033-9-2019 | Скачать | 5.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть» (далее - 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 средства измерений утвержденных типов:
- расходомеры массовые Promass (модификации Promass 500) (далее по тексту - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 68358-17;
- датчики температуры Rosemount 3144Р, рег. № 63889-16;
- датчики давления Метран-150 модели 150TG и модели 150CD, рег. № 32854-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), рег. № 14557-15;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14;
- комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК), рег. № 52866-13;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2 и №3, рег. № 303-91;
- манометры МП показывающие и сигнализирующие, рег. № 59554-14.
Вспомогательные устройства и технические средства:
- фильтры с быстросъемными крышками;
- узел подключения передвижной поверочной установки;
- пробоотборники нефти автоматические (рабочий и резервный);
- пробоотборник ручной с диспергатором.
На рис. 1 приведена фотография внешнего вида СИКНС
Рисунок 1 - Внешний вид СИКНС.
Заводской номер СИКНС нанесен штамповкой на маркировочную табличку, закрепленную сбоку от двери помещения СИКНС, а также указан в эксплуатационной документации СИКНС типографским способом. Формат нанесения заводского номера - цифровой. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС (ИВК (основной и резервный), АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Наименования ПО АРМ оператора и идентификационные данные указаны в таблице 1. Наименование ПО ИВК и идентификационные данные приведены в описании типа ИВК.
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 А |
РМ оператора |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
OZNA-Flow.3.2 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
60075479 |
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 |
от 25 до 180 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %: - массы сырой нефти |
±0,25 |
|
- массы нетто нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды ВП при содержании массовой доли воды до 0,5 % |
±0,35 |
|
- массы нетто нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории при содержании массовой доли воды до 0,5 % |
±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики СИКНС
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная) |
|
Диапазон давления измеряемой среды, МПа |
от 0,5 до 2,3 |
|
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
|
Диапазон плотности дегазированной нефти при температуре +20 оС и избыточном давлении 0 МПа, кг/м3 |
от 760 до 900 |
|
Диапазон плотности пластовой воды при температуре +20 оС |
от 1110 до 1200 |
|
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочих условиях, мм2/с (сСт): |
от 5,3 до 16,5 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +10 до +65 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
3,5 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6 |
|
Давление насыщенных паров, кПа, не более |
66,7 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1(ррт), не более |
100 |
|
Массовая доля метил- этилмеркаптанов, млн-1(ррт), не более |
72 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Содержание свободного газа, %, не более |
не допускается |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
20 |
|
Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3 |
от 1 до 1,3 |
|
Суммарные потери давления на СИКНС при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) |
0,2 0,4 |
|
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 - операторная, оС |
от -40 до +50 +5 от +15 до +25 |
|
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 на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть», заводской № 372 |
1 шт. | |
|
Технологическая инструкция |
№П4-04 ТИ-0101 ЮЛ-412 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» АО «Оренбургнефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № RA.RU.313391/4709-23 от 25.04.2023.)
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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
