| Номер в госреестре | 84504-22 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ "Дерюжевская" ЦППН №2 АО "Самаранефтегаз" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Акционерное общество "Самаранефтегаз" (АО "Самаранефтегаз"), г. Самара |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 3 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Дерюжевская» ЦППН №2 АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
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 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 |
| Т ермопреобразователь 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-2-50-30 | 1 (БИК) | 24604-12 |
| Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 1 (СОИ) | 76279-19 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефтегазоводяной смеси утвержденных типов.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено.
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 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | E4430874 | F0737B4F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC32 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч | от 15 до 75 |
| 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 УПСВ «Дерюжевская» ЦПИН №2 АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2021.40315) | |
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, 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, 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, % | нефтегазоводяная смесь от 0,3 до 1,0 от + 5 до + 40 от 13,26 до 28,40 от 845 до 870 от 0,2 до 30,0 от 1000 до 5000 от 0,02 до 0,05 |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| - содержание растворенного газа, м3/м3 - содержание свободного газа | не более 1,296 не допускается |
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность СИКНС приведена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Дерюжевская» ЦППН №2 АО «Самаранефтегаз», зав. № 494903 | - | 1 шт. |
| Технологическая инструкция СИКНС | П1-01.05 ТИ-025 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 нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Дерюжевская» ЦППН №2 АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2021.40315).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Дерюжевская» ЦППН №2 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 |
