Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на (СИКНС) ДНС "Южно-Орловская" АО "Самара-нефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 82287-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самаранефтегаз", г. Самара |
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 82287-21 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на (СИКНС) ДНС "Южно-Орловская" АО "Самара-нефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 477830 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Самаранефтегаз" (АО "Самаранефтегаз"), г. Самара
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 82287-21: Описание типа СИ | Скачать | 248.3 КБ | |
| 82287-21: Методика поверки МП 16-1045-04-2020 | Скачать | 534.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы сырой нефти.
При прямом методе динамических измерений массу сырой нефти измеряют с помощью счетчиков-расходомеров массовых, и результат измерений получают непосредственно. Выходные электрические сигналы счетчика-расходомера массового поступают на соответствующие входы контролер измерительно-вычислительный 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 фильтров, а также измерительных линий (далее - БИЛ), в состав которого входит одна рабочая измерительная линия (далее - ИЛ 1) и одна контрольно-резервная ИЛ (далее - ИЛ 2), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), 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 компоненты, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав средства измерений
|
Наименование измерительного компонента |
Количество измерительных компонентов (место установки) |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260» |
2 (ИЛ 1, ИЛ 2) |
42953-15 |
|
Расходомер жидкости турбинный типа PTF, модель PTF-50 |
1 (БИК) |
11735-06 |
|
Датчик давления серии AM 2000, модель TG |
2 (ИЛ 1, ИЛ 2) |
35035-14 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
|
Преобразователь давления AUTROL, модель APT3200 |
1 (БИК) |
37667-13 |
|
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом УТС Exd |
3 ( ИЛ 1, ИЛ 2, БИК) |
47757-11 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-2, модель ВСН-2-50-100-01 |
1 (БИК) |
24604-12 |
|
Контролер измерительновычислительный SUMMIT 8800 |
1 (СОИ) |
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 и нанесения знаков поверки на средства измерений в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Сведения о наличии программного продукта: программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС реализивано в ИВК.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные программного обеспечения СИКНС приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
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 (контрольная сумма исполняемого кода) |
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 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики средства измерений
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч |
от 15 до 200 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
± 0,25 |
|
Примечание - пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти нормируется в соответствии с документом: «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой количества и параметров нефти сырой ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2020.37858) | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики средства измерений
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Температура окружающего воздуха, °С: |
от -40 до +50 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
(380±38)/(220±22) 50±1 |
|
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, мм3/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 растворенного газа, м3/м3 - содержание свободного газа |
сырая нефть от 0,5 до 4,0 от 0 до +40 от 20,00 до 300,00 от 880,20 до 998,70 от 0 до 95 от 300 до 85000 от 0,01 до 0,20 от 1,00 до 15,00 не допускается |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз», зав. №477830 |
- |
1 шт. |
|
Технологическая инструкция |
№ П4-04 ТИ-015 ЮЛ-035 |
1 экз. |
|
Формуляр |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 16-1045-04-2020 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2020.37858).
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
