| Номер в госреестре | 83403-21 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №3 УПСВ-18 АО "Самаранефтегаз" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Акционерное общество "Самаранефтегаз" (АО "Самаранефтегаз"), г. Самара |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 3 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №3 УПСВ-18 АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
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 «ЭМИС-МАСС 260» поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного «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 могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа, приведенные в таблице 1
| Наименование измерительного компонента | Количество измерительных компонентов (место установки) | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик-расходомер массовый кориолисовый «ЭМИС-МАСС 260» | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) | 77657-20 |
| Датчик давления тензорезистивный APZ, мод. APZ 3420 | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (БИК) | 62292-15 |
| Термопреобразователь универсальный ТПУ 0304, мод. ТПУ 0304Exd/M1-H | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (БИК) | 50519-17 |
| Счетчик жидкости турбинный NuFlo-MC | 1 (БИК) | 29206-05 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-50-10-01 | 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.
Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализовано в ИВК и ПО автоматизированного рабочего места «Rate» (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 | |
| 1 | 2 | 3 |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o | RateCalc |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.000 | 2.4.1.1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | E4430874 | F0737B4F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC32 |
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 |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч | от 12 до 140 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Примечание - пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси нормируется в соответствии с документом: «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦШШ №3 УПСВ-18 АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2021.40316) | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Температура окружающего воздуха, °С: | от - 35 до + 35 |
| 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, 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 | нефтегазоводяная смесь от 0,5 до 4,0 от + 5 до + 40 от 5 до 35 от 816 до 840 от 0,03 до 10,00 от 141 до 7 208 от 0,004 до 0,096 от 14,77 до 15,30 не допускается |
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность СИКНС приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количест во |
| 1 | 2 | 3 |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №3 УПСВ-18 АО «Самаранефтегаз», зав. № 924651 | - | 1 шт. |
| Технологическая инструкция СИКНС | П4-04 И-044 ЮЛ-035 | 1 экз. |
| Формуляр на СИКНС | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 20-01653-16-2021 | 1 экз. |
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 №3 УПСВ-18 АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2021.40316).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №3 УПСВ-18 АО «Самаранефтегаз»
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»
ПНСТ 360-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
