| Номер в госреестре | 82889-21 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой при Акташской УПВСН НГДУ "Елховнефть" |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Татинтек" (ООО "Татинтек"), Республика Татарстан, г. Альметьевск |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой при Акташской УПВСН НГДУ «Елховнефть» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматического учёта нефтегазоводяной смеси, поступающей с объектов НГДУ «Азнакаевнефть» при сдаче на Акташскую УПВСН НГДУ «Елховнефть».
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - сырой нефти).
При прямом методе динамических измерений массу сырой нефти определяют с помощью расходомеров массовых Promass (далее по тексту - МПР). Выходные электрические сигналы МПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительновычислительного OMNI 3000/6000 (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть средств измерений (СИ) СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом. Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей, свободного и растворенного газа в сырой нефти.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий с одной рабочей измерительной линией (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ, входного и выходного коллектора СИКНС, узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки информации.
В состав СИКНС входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) приведенный в таблице 1.
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Преобразователи давления измерительные Cerabar T/M/S (PMC, PMP), Deltabar M/S (PMD, FMD) | 41560-09 |
| Датчики давления Метран-55 | 18375-08 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR | 26239-06 |
| Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT | 39840-08 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ | 42678-09 |
| Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000 | 15066-09 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Манометры показывающие МП | 47452-11 |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;
- автоматическое измерение давления и температуры нефти сырой;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти сырой;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти сырой;
- поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной поверочной установке, КМХ рабочего МПР по контрольно-резервному МПР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
обеспечивает реализацию функций СИКНС. Программное обеспечение (ПО) СИКНС реализовано в ИВК и автоматизированном рабочем месте оператора «RATE АРМ оператора» (далее по тексту - АРМ оператора). Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| АРМ оператора | ИВК | |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 | 24.75.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB | EB23 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | - |
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 20 до 100 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в сырой нефти с применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ, при содержании воды в сырой нефти: - от 0 до 5 % (включительно), % | ±0,75 |
| - свыше 5 до 10 % (включительно), % | ±0,77 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, при содержании воды в сырой нефти: - от 0 до 5 % (включительно), % | ±0,53 |
| - свыше 5 до 10 % (включительно), % | ±0,94 |
Т а б л и ц а 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик_
| Номер ИК | Наименование ИК | Состав ИК | Диапазон измерений, т/ч | Пределы допускаемой погрешности ИК | ||
| Количество ИК (место установки) | Первичный измерительный преобразователь | Вторичный измерительный преобразователь | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2 | ИК массы и массового расхода сырой нефти | 2 (ИЛ 1, ИЛ 2) | МПР | ИВК | от 20 до 100 | ±0,251) (±0,202)) |
| 1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода в диапазоне расходов. 2) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода в точках диапазона расходов для ИК с МПР, применяемым в качестве контрольного. | ||||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | смесь нефтегазоводяная (сырая нефть) |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа, %, не более - содержание растворенного газа, м3/м3, не более | от 880,1 до 1045,0 от 0,2 до 4,0 от 0 до +30 10 0,2 14500 0,5 2,5 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 230±23, 400±40 50±0,4 |
| Габаритные размеры, мм, не более - высота - ширина - длина | 10000 3200 3600 |
| Масса, кг, не более | 15000 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -40 до +40 95 от 84 до 106 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 25000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Т а б л и ц а 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой при Акташской УПВСН НГДУ «Елховнефть», зав. № 0344-11 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0535-20 МП | 1 экз. |
приведены в документе МН 1038-2020 «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой при Акташской УПВСН НГДУ «Елховнефть», ФР.1.28.2020.38081.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой при Акташской УПВСН НГДУ «Елховнефть»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта 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
