Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 3 СУ-7 АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
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 комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (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.
| 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 | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (БИК) | 31654-19 |
| Т ермопреобразователь сопротивления ТПС | 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 | 1 (БИК) | 24604-12 |
| Комплекс измерительновычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» | 1 (СОИ) | 52866-13 |
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.
Зав. № СИКНС 43270-4.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализовано в ИВК и ПО автоматизированного рабочего места «Генератор отчетов АБАК REPORTER» (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
| Идентиф икационн ые данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| Идентифика ционное наименование ПО | ей 1Ц < м | Я * (N и * ^ ад й ^ | mivisc. bex | 5e * | ttriso.b ex | AbakC 2.bex | LNGm r273.be x | mDLL.dll |
| Номер версии (идентификацион ный номер) ПО | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.2.5.16 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого | 406 9091 340 | 313310 9068 | 335458 5224 | 23335 58944 | 168625 7056 | 255528 7759 | 362319 064 | ef9f814ff418 0d55bd94d0d ebd230d76 |
| Идентификационн ые данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| кода) | | |
| 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 9,5 до 200 |
| 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 нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦИИН № 3 СУ-7 АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2022.43413) |
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, Г ц | (3 80±3 8)/(220±22) 50±1 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Измеряемая среда со следующими параметрами: | нефтегазоводяная смесь |
| - избыточное давление измеряемой среды, Мпа | от 0,1 до 4,0 |
| -температура измеряемой среды, °С | от 0 до +50 |
| - кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с | от 1,25 до 25,00 |
| 1 | 2 |
| - плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 | от 800 до 900 |
| - объемная доля воды, %, | от 0 до 95 |
| - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 300 до 6300 |
| - массовая доля механических примесей, % | от 0,01 до 0,08 |
| - содержание растворенного газа, м3/м3 | от 0,001 до 1,600 |
| - 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 ЦШ1Н № 3 СУ-7 АО «Самаранефтегаз» | - | 1 |
| Технологическая инструкция СИКНС | П4-04 ТИ-1367 ЮЛ-035 | 1 |
| Формуляр на СИКНС | - | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 3 СУ-7 АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2022.43413).
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений.
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».
Правообладатель
Акционерное общество «Самаранефтегаз» (АО «Самаранефтегаз»)
ИНН 6315229162
Адрес: 443071, г. Самара, Волжский проспект, д. 50 Телефон: +7 (846) 333-02-32
87207-22: Методика поверкиСкачать7.4 Мб