Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №4 ДНС Криволукская АО "Самаранефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 87208-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самаранефтегаз", г. Самара |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №4 ДНС Криволукская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 87208-22 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №4 ДНС Криволукская АО "Самаранефтегаз" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 177825 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Самаранефтегаз" (АО "Самаранефтегаз"), г. Самара
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 3 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 87208-22: Описание типа СИ | Скачать | 93.7 КБ | |
| 87208-22: Методика поверки | Скачать | 1012.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №4 ДНС Криволукская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси.
При прямом методе динамических измерений массу нефтегазоводяной смеси измеряют с помощью счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых «ЭМИС-МАСС 260», и результат измерений получают непосредственно. Выходные электрические сигналы счетчика-расходомера массового кориолисового поступают на соответствующие входы комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), который преобразует их в массу нефтегазоводяной смеси.
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 (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 компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты, приведенным в таблице 1, могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утверждённого типа.
Таблица 1 - Состав СИКНС
|
Наименование измерительного компонента |
Количество измерительных компонентов (место установки) |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Счетчик-расходомер массовый кориолисовый «ЭМИС-МАСС 260» |
1 (ИЛ 1), 1(ИЛ 2) |
77657-20 |
|
Преобразователь давления измерительный АИР-10, мод. АИР-IOL |
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (БИК) |
31654-19 |
|
Т ермопреобразователь сопротивления ТПС, мод. 106 |
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (бик) |
71718-18 |
|
Расходомер-счетчик жидкости РВШ-ТА |
1 (БИК) |
78390-20 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-50-100-01 |
1 (БИК) |
24604-12 |
|
Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») |
1 (СОИ) |
76279-19 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденных типов.
Пломбировка СИКНС не предусмотрена. Конструкция не предусматривает возможность нанесения заводских и (или) серийных номеров непосредственно на СИКНС. С целью обеспечения идентификации заводской номер установлен в формуляре.
Зав. № СИКНС 177825.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализовано в ИВК и ПО автоматизированного рабочего места «ПЕТРОЛСОФТ(С)» (далее - АРМ оператора). ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКНС в целях утверждения типа.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ИВК и ПО АРМ оператора СИКНС приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ивк |
АРМ оператора | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
ПЕТРОЛСОФТ(С) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.000 |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
E4430874 |
081AC2158C73492AD0925DB103 5A0E71 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
MD5 |
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 СИКНС
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч |
от 20 до 240 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
|
Примечание - пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси нормируются в соответствии с документом: «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №4 ДНС Криволукская АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2022.43473) | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
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 |
|
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 нефтегазоводяной смеси смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 - объемная доля воды, % - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
нефтегазоводяная смесь от 0,1 до 4,0 от 0 до +50 от 1,25 до 25,00 от 800 до 900 от 0 до 95 от 200 до 6300 |
|
- массовая доля механических примесей, % |
от 0,01 до 0,06 |
|
- содержание растворенного газа, м3/м3 |
от 1 до 25 |
|
- содержание свободного газа |
не допускается |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №4 ДНС Криволукская АО «Самаранефтегаз» |
- |
1 |
|
Технологическая инструкция СИКНС |
- |
1 |
|
Формуляр на СИКНС |
- |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №4 ДНС Криволукская АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2022.43473).
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 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
