Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Белозерская АО "Самаранефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 80701-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самаранефтегаз", г. Самара |
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Белозерская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для динамических измерений массы сырой нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80701-20 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Белозерская АО "Самаранефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 177794 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Самаранефтегаз" (АО "Самаранефтегаз"), г. Самара
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
| 80701-20: Описание типа СИ | Скачать | 440.7 КБ | |
| 80701-20: Методика поверки МП 16-1045-01-2020 | Скачать | 4.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Белозерская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для динамических измерений массы сырой нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы сырой нефти.
При прямом методе динамических измерений массу сырой нефти измеряют с помощью расходомеров-счетчиков массовых, и результат измерений получают непосредственно. Выходные электрические сигналы счетчика-расходомера массового поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного «SUMMIT 8800» (далее - ИВК), который преобразует их в массу сырой нефти.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (далее - БИЛ), в состав которого входит одна рабочая измерительная линия (далее - ИЛ 1) и одна контрольно-резервная измерительная линия (далее - ИЛ 2), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока фильтров, системы сбора и обработки информации (далее -СОИ). Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКНС и ее компоненты.
В состав СИКНС входят измерительные каналы (далее - ИК), определение метрологических характеристик которых может осуществляться комплектным способом при проведении поверки СИКНС.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
|
Расходомер-счетчик массовый OPTIMASS x400, модель OPTIMASS 6400С |
53804-13 |
|
Датчик давления серии АМ-2000, модель TG |
35035-14 |
|
Преобразователь давления AUTROL, модель APT3200-G |
37667-13 |
|
Термопреобразователь с унифицированным |
47757-11 |
____________выходным сигналом УТС
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Расходомер жидкости турбинный типа PTF, модель PTF-50 |
11735-06 |
|
Датчик температуры ТСПТ |
57176-14 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-2, модель ВСН-2-50-100-01 |
24604-12 |
|
Контроллер измерительно-вычислительный «SUMMIT 8800» |
65347-16 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры сырой нефти утвержденных типов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания средств измерений, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на средства измерений в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализовано в ИВК. ПО ИВК настроено для работы и испытано при испытаниях СИКНС в целях утверждения типа.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части СИКНС приведены в таблице 2.
|
Таблица 2 - Идентификационные данные |
ПО |
|
дентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
ПО ИВК | |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Summit8800 Main V0 40 3 0e.s19 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
0.40.0.3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0x168A3DAE |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-32 |
|
Другие идентификационные данные |
Summit 8800 Main Program |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС___________________________________
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти для каждой измерительной линии, т/ч |
от 5 до 117 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
±0,25 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным1) при содержании воды в сырой нефти, %, не более: от 0 до 5% |
± 1,44 |
|
св. 5 до 10% |
± 1,51 |
|
св. 10 до 20 % |
± 1,69 |
|
св. 20 до 50 % |
± 2,65 |
|
св. 50 до 70 % |
± 5,48 |
|
св. 70 до 85 % |
± 16,39 |
|
св. 85 до 95 % |
± 49,15 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в испытательной (химикоаналитической) лаборатории по ФР.1.29.2016.25448 при содержании воды в сырой нефти, %, не более: от 0,03 до 5% |
± 1,26 |
|
св. 5 до 10% |
± 1,32 |
|
св. 10 до 20 % |
± 4,48 |
|
св. 20 до 40 % |
± 5,98 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в испытательной (химикоаналитической) лаборатории по ФР.1.31.2014.17851 при содержании воды в сырой нефти, %, не более: св. 40 до 50% |
± 40,74 |
|
св. 50 до 70% |
± 76,22 |
|
св. 70 до 85 % |
± 185,40 |
|
св. 85 до 95 % |
± 622,21 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти лабораторным при содержании воды в сырой нефти, %, не более: от 0,1 до 5 % |
± 0,52 |
|
св. 5 до 10% |
± 0,54 |
|
св. 10 до 20 % |
± 0,91 |
|
св. 20 до 50 % |
± 1,37 |
|
св. 50 до 70 % |
± 2,76 |
|
св. 70 до 85 % |
± 6,57 |
|
св. 85 до 95 % |
± 13,12 |
|
1) влагомер сырой нефти ВСН-2,модель ВСН-2-50-100-01 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Температура окружающего воздуха, °С: |
от -40 до +40 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц |
(380±38)/(220±22) 50±1 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Измеряемая среда со следующими параметрами: - избыточное давление измеряемой среды, МПа - температура измеряемой среды, °С - кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с - плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 - объемная доля воды, %, - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % - содержание свободного газа |
сырая нефть от 0 до 4 от 0 до + 50 от 1,25 до 30,00 от 800 до 1170 от 0 до 95 от 300 до 36 000 от 0,01 до 0,20 не допускается |
Таблица 5 - Состав и основные метрологические характеристики ИК с комплектным способом поверки
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений (т/ч) |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Первичный измерительн ый преобразова тель |
Вторичная часть | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1, 2 |
ИК массового расхода сырой нефти |
2 (рабочая ИЛ, контрольно -резервная ИЛ) |
Расходомер-счетчик массовый «OPTIMASS 6400С» |
Контроллер измерительновычислительны й «SUMMIT 8800» |
от 5 до 117 |
±0,25 %1) (относительная) |
1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на рабочей ИЛ, и ИК массового расхода на контрольно-резервной ИЛ.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количест во |
|
1 |
2 |
3 |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Белозерская АО «Самаранефтегаз», зав. № 177794 |
— |
1 шт. |
|
Технологическая инструкция СИКНС |
П1-01.05 ТИ-032 ЮЛ-035 |
1 экз. |
|
Формуляр на СИКНС |
— |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 16-1045-01-2020 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 16-1045-01-2020 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Белозерская АО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утвержденному ООО ИК «СИБИНТЕК» 24.07.2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.02.2018 № 256;
- средства поверки в соответствии с документами на СИ, входящие в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Белозерская АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2020.37854).
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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»
Смотрите также
