Назначение
Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН) предназначены для измерений массы и параметров (показателей качества) сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (далее - продукта) при учетных операциях.
Описание
Принцип действия СИКН основан на методе динамических измерений объемного, массового расхода, плотности, объемной доли воды, температуры, давления продукта в трубопроводе с помощью первичных измерительных преобразователей, преобразовании их в электрические сигналы и вычислении объема и массы продукта.
СИКН является проектно-компонуемым изделием и представляет собой измерительную систему вида ИС-2 (в соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002), построенную по иерархическому принципу. СИКН состоит из:
1) измерительных компонентов: первичные измерительные преобразователи расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды, свободного и растворенного газа; установки трубопоршневые, установки поверочные; весы; мерники - нижний уровень;
2) комплексных компонентов: контроллеры измерительные, измерительновычислительные комплексы и программируемые логические контроллеры - средний уровень;
3) вычислительных компонентов: автоматизированное рабочее место оператора -верхний уровень;
4) связующих и вспомогательных компонентов по ГОСТ Р 8.596.
Конструктивно СИКН состоят из комплекса технологического (КТ) и системы обработки информации и управления (СОИ).
КТ содержит:
- блок измерительных линий (БИЛ);
- пробозаборное устройство;
- блок фильтров (БФ);
- блок измерений показателей качества (БИК);
- узел подключения к поверочной установке;
- блок поверочной установки (БПУ);
- блок средств эталонных (БСЭ).
СОИ состоит из:
- контроллеров измерительных, измерительно-вычислительных комплексов (ИВК);
- программируемых логических контроллеров (ПЛК);
- автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.
КТ располагается в блок-боксе, в сборно-модульном здании или на открытой площадке. Конкретное исполнение СИКН (количество измерительных линий; алгоритмы обработки результатов измерений и вычислений; комплектация БФ, БИК, БПУ, БСЭ, узлом подключения к поверочной установке; категория размещения) определяются рабочим проектом на СИКН.
В СИКН реализованы алгоритмы вычислений массы товарной нефти и нефтепродуктов, регламентированные ГОСТ Р 8.595-2004, РМГ 100-2010 и документом «Рекомендации по
определению массы нефти при учётных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» (утв. приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69) и алгоритмы вычислений массы сырой нефти, регламентированные МИ 2693.
Структурная схема СИКН представлена на рисунке 1. Внешний вид СИКН представлен на рисунках 2-3.
В состав СИКН входят средства измерений (СИ), приведенные в таблице 1.
СОИ
I I
I Верхний уровень
ПЛК
ИВК
Средний уровень
| ПТ | ППД | ПТ | ПД | ПР | ПТ | ПД | ПТ | ПД | ПР | ПТ | ПД | ПП | ПВ | ПБ |
| Блок фильтров | Входной коллектор | Измерительная линия 1...10 | Выходной коллектор | БИК |
БИЛ
I Нижний уровень I
К_
ПТ - преобразователь температуры; ПД - преобразователь давления; ППД - преобразователь перепада давления; ПР - преобразователь расхода; ПП- поточный плотномер; ПВ - поточный
влагомер; ПБ - пробозаборное устройство
Рисунок 1
| Наименование СИ | Пределы допускаемой основной погрешности СИ | № по Гос. реестру СИ |
| Преобразователи объемного расхода |
| Расходомеры UFM 3030 | 5 = ±0,5; ±1,0 % | 32562-09 |
| Расходомеры жидкости турбинные типов PTF и PNF | 5 = ±0,15; ±0,25 % | 11735-06 |
| Счётчики нефти турбинные МИГ | 5 = ±0,15 % | 26776-08 |
| Счетчики турбинные НОРД-М | 5 = ±0,15 % | 5638-02 |
| Счетчики-расходомеры массовые |
| Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG050, H, LF) | 5 = ±0,1; ±0,15; ±0,2 % | 45115-10 |
| Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC2 | 5 = ±0,2; ±0,1 % | 42546-09 |
| Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC3 | 5 = ±0,2; ±0,1 % | 39686-08 |
| Расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS 2010/2300 исп. S100, S150, S250 | 5 = ±(0,10+^ -100) % Q гСт | 42550-09 |
| Расходомеры-счетчики массовые SITRANS F C | 5 = ±J(0,10)2 J; ±|(0,15)2 + f% \j V 0 \ V z-sm 0 | 52346-12 |
| Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS | 5 = ±0,1; ±0,1 + 0,01 -(Qmax/Q,); ±0,1 + 0,05-(Qmax/Q,); ±0,2 + 0,01-(Q^/Q,) % | 50998-12 |
| Расходомеры массовые Promass | 5 = ±0,05; ±0,10; ±0,15; ±0,2; ±0,25 % | 15201-11 |
| Счётчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTАMASS мод. RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR | 5 = ±(0,1+^ -100) % Q m | 27054-09 |
| Cчётчики-расходомеры массовые МИР | 7 7 5 = ±(0,1± —^ -100); ±(0,2±—- -100) % Q Q mm | 48964-12 |
| Счётчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 5 = ±0,2; ±0,25 % | 47266-11 |
| Преобразователи температуры |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | A = ±(0,15+0,002-|t|); ±(0,3+0,005-|t|) °C | 22257-11 |
| Наименование | Пределы допускаемой основной погрешности СИ | № по Гос. реестру СИ |
| Датчики температуры Rosemount 248 | А = ±0,2 °C; g = ±0,1 % | 49085-12 |
| Преобразователи измерительные Rosemount 248 | А = ±0,2 °C; g = ±0,1 % | 48988-12 |
| Датчики температуры 644, 3144Р | А = ±0,1; ±0,15 °C; g = ±0,02; ±0,03 % | 39539-08 |
| Преобразователи измерительные ATT 2100 | А = ±0,16; ±0,17 °C | 39546-08 |
| Термопреобразователи сопротивления серий TR, TF | А = ±(0,1 +0,0017-|t|); ±(0,15+0,002-|t|); ±(0,3+0,005-|t|) °C | 47279-11 |
| Преобразователи вторичные T мод. T32.1S, T32.3S | g = ±0,03; ±0,04 % | 50958-12 |
| Преобразователи измерительные серии YTA моделей YTA110, YTA310, YTA320 | С ° 4 = А | 25470-03 |
| Датчики температуры CTR-ALW, CTU-ALW | А = ±(0,2+0,002-|t|) °C | 51742-12 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ех | g = ±0,25; ±0,5; ±1,0 % | 21968-11 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСМУ 014, ТСМУ 015, ТСПУ 014, ТСПУ 015 | g = ±0,25; ±0,5; ±1,0 % | 46437-11 |
| Термометры |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | А = ±0,2 °С | 303-91 |
| Преобразователи давления |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | g = ±0,065; ±0,075; ±0,04; ±0,1 % | 14061-10 |
| Преобразователи давления AUTROL модели AРT3100, AРT3200 | g = ±0,2 % | 37667-08 |
| Преобразователи давления измерительные Sitrans P типа 7MF (DSIII, DSIII PA, DSIII FF, P300, Р300 PA, P300 FF, Z, ZD, Compact, MPS, P250, Р280) | g = ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,25; ±0,5 % | 45743-10 |
| Датчики давления Метран-150 | g = ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,5 % | 32854-09 |
| Преобразователи давления измерительные EJA | g = ±(0,065 - 0,6) % | 14495-09 |
| Преобразователи давления измерительные EJX | g = ±(0,025 - 0,6) % | 28456-09 |
| Преобразователи давления измерительные ЭЛЕМЕР-АИР-30 | g = ±0,1; ±0,2; ±0,4 % | 37668-08 |
| Датчики давления ЭЛЕМЕР-100 | g = ±0,1; ±0,15; ±0,25; ±0,5; ±1 % | 39492-08 |
| Наименование | Пределы допускаемой основной погрешности СИ | № по Гос. реестру СИ |
| Преобразователи давления измерительные APC, APR, PC, PR | g = ±0,075; ±0,10; ±0,16; ±0,3; ±0,5 % | 48825-12 |
| Манометры |
| Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие сигнализирующие ДМ 2005Сг, ДВ 2005Сг, ДА 2005Сг, ДМ2005Сг1Ех, ДВ2005Сг1Ех, ДА2005Сг1Ех | g = ±1,5 % | 4041-93 |
| Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ | g = ±0,4; ±0,6; ±1,0 % | 26803-11 |
| Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 | g = ±0,25; ±0,5; ±0,6 % | 17159-08 |
| Поточные влагомеры |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ | A = ±0,05; ±0,1; ±0,2; ±0,5; ±1 % | 42678-09 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | A = ±0,2; ±1,0; ±1,5 % | 24604-12 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | A = ±0,05; ±0,08; ±0,1; ±(0,1+0,01 W); ±(0,1+0,015-W) % | 14557-10 |
| Влагомеры поточные моделей L и F | A = ±0,05; ±0,1; ±0,15; ±0,2; ±1,00; ±1,50 % | 46359-11 |
| Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 | A = ±0,05; ±0,08; ±0,15 % | 28239-04 |
| Поточные плотномеры |
| Плотномеры Плот-3 | A = ±0,3; ±0,5; ±1,0 кг/м3; | 20270-12 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847 | A = ±0,15; ±0,35 кг/м3 | 52638-13 |
| ИВК |
| Контроллеры измерительные ROC/FloBoss (мод. ROC 306, 312, 364, 809, 827; FloBoss 103, 104, 107, 107Е, 407, 503, 504, 553) | 5 = ±0,01 % | 14661-08 |
| Контроллеры измерительные FloBoss мод. S600, S600+ | 5 = ±0,01 % | 38623-11 |
| Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК | 5 = ±0,05 % | 44582-10 |
| Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК-09 | 5 = ±0,05 % | 48147-11 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) | 5 = ±0,05; ±0,025 % | 43239-09 |
| Наименование | Пределы допускаемой основной погрешности СИ | № по Гос. реестру СИ |
| Комплексы измерительно-вычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») | 5 = ±0,06; ±0,1; ±0,2 % | 22753-12 |
| Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000 | 5 = ±0,025; ±0,005 % | 15066-09 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03 | 5 = ±0,01; ±0,04 % | 19240-11 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ВЕКТОР-02 | 5 = ±0,05; ±0,025 % | 43724-10 |
| Комплексы измерительно-вычислительные СУРГУТ -УНм | 5 = ±0,025 % | 25706-08 |
| СИ для определения свободного и растворенного газа |
| Приборы УОСГ | A = ±0,1; ±0,04 МПа; ±0,2-10-6; ±0,4-10-6; ±0,5-10-6; ±1,0-10-6; ±2,0-10-6 м3 | 16776-11 |
| Поверочные установки, мерники и весы (блок средств эталонных) |
| Установки трубопоршневые Сапфир МН | 5 = ±0,05; ±0,09 % | 41976-09 |
| Установки поверочные SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S и О | 5 = ±0,05 % | 44420-10 |
| Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные OGSB | 5 = ±0,05; ±0,10 % | 44252-10 |
| Установки поверочные CP, CP-M | 5 = ±0,05 % | 27778-09 |
| Мерники металлические эталонные 1-го разряда серии «J» | 5 = ±0,01; ±0,02; ±0,025 % | 44080-10 |
| Мерники металлические эталонные 1-го разряда «М» | 5 = ±0,02 % | 28515-09 |
| Весы неавтоматического действия CAW, CAH | Класс точности II или III по ГОСТ Р 53228-2008 | 52029-12 |
| Весы платформенные SIW | A = ±0,5; ±1,0; ±1,5 г | 39794-08 |
| Весы электронные К | A = ±0,25; ± 0,5; ± 0,75; ±1,5 г | 45158-10 |
| Примечания 1) В таблице использованы следующие условные обозначения: Zs - значение стабильности нуля для соответствующей модели расходомера, кг/ч; Qm - текущее значение массового расхода, кг/ч; Qmax - верхний предел диапазона измерений массового расхода расходомера, кг/ч; Q, - значение измеренного массового расхода, кг/ч; W - значение измеренной объемной доли воды влагомером, %; A -абсолютная погрешность; g - приведенная погрешность, %; 5 - относительная погрешность, %; t - измеренное значение температуры, °С. 2) Комплектация СИКН средствами измерений осуществляется с учетом требований заказчика и действующей нормативной документации. |
СИКН выполняют следующие основные функции:
- вычисление объема продукта при рабочих условиях и приведение его к стандартным условиям по каждой измерительной линии;
- вычисление массы брутто и массы нетто продукта;
- отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-85;
- измерение давления и температуры продукта по каждой измерительной линии;
- измерение объемной доли воды;
- измерение плотности при рабочих температуре и давлении.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006, РМГ 111-2011.
Программное обеспечение
Структура и функции программного обеспечения (ПО) СИКН:
1) встроенное ПО комплексных компонентов СИКН (ПО ИВК), зарегистрированных в Государственном реестре средств измерений, осуществляет автоматизированный сбор измерительной информации, ее обработку, отображение, вычисление массы продукта и передачу данных на АРМ оператора;
2) ПО АРМ оператора функционирует на персональном компьютере и обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- отображение результатов измерений, состояния компонентов СИКН;
- выработку аварийных и предаварийных сигналов при выходе технологических параметров за допустимые пределы;
- вычисление средневзвешенных значений технологических параметров;
- управление автоматическими пробоотборниками;
- управление исполнительными механизмами;
- поверка преобразователей расхода (ПР) на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода и процесса учета;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) СИ (преобразователей расхода, плотности, объемной доли воды);
- формирование, архивирование и вывод на печать отчетных документов (протоколов проведениях КМХ);
- архивацию, отображение и вывод на печать графиков изменения технологических параметров;
- защиту от несанкционированного доступа к функциям, способным повлиять на достоверность измерений количества продукта.
На АРМ оператора устанавливают ПО:
- «Программное обеспечение «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации № 20902-11 от 27.12.2011 г. (выдано ФГУП «ВНИИР») и свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений РУУН 2.3-11 АВ программного комплекса номенклатуры «Rate» № 21002-11 от 27.12.2011 г. (выдано ФГУП «ВНИИР»);
- «Программное обеспечение АРМ оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН», свидетельство об аттестации № АПО-209-13 от 26.05.2011 г. или № АПО-007-10 от 26.04.2010 г. (выданы ФГУП «ВНИИМС»);
- «Программный комплекс «Сургут-УНм», свидетельство о метрологической аттестации алгоритма программного комплекса «Сургут-УНм» от 05.07.2012 г. (выдано ФБУ «Тюменский ЦСМ»).
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АРМ оператора СИКН приведены в таблице 2.
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (хэш-код, контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Программное обеспечение АРМ оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН» | «Визард СИКН» | У.1/1/1/ХХХХ У.2/1/2/ХХХХ У.2/1/3/ХХХХ У.2/1/4/ХХХХ | CAA0CAF77 C2F95839BCC10725412F8B6 (модуль «Поверка ПР по ТПУ») 1 18EE0732CC8638CDD5BD624BC4331025 (модуль «КМХ ПР по ТПУ») 2 4A76D349E3349AA8A3728631B17207D4 (модуль «КМХ рабочего ПР по контрольному») 2 BC84C17194F87A9CC55EF26C6493A0A0 (модуль «КМХ ПП по 1II1») 2 F63567930709D8FF1343E4D90E64926D (модуль «КМХ ПП по ареометру») 2 82F2D3B3A221DA4A4B698D1179FC5C28 (модуль «Процедура хеширования») F406BE7 6C8B55F 8EAE8F681938840B1B (модуль «Поверка ПР по ТПУ») 3 7AA426DA22BC75E2522B9FDCB54C4AA6 (модуль «Поверка ПР по ТПУ») 4 E4032260197995F52BEB01648EC4E7FC (модуль «Поверка ПР по ТПУ») 5 | MD5 |
| Программный комлекс ПО «Rate АРМ оператора УУН» | Rate АРМ оператора УУН | 2.3.1.1 | В6D270DB | CRC32 |
| Автоматизированное рабочее место оператора на базе браузера IE в составе ПО «Сургут-УНм» | MAIN.ASP | 9.0 | EF0A19F3 | CRC32 |
| Примечания: 1 - При поверке ПР по МИ 1974-2004 «ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки»; 2 - При проведении контроля метрологических характеристик по документу «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» (утв. приказом Минпромэнерго №69 от 31.03.2005 г.) (далее - Рекомендации); 3 - При поверке ПР по МИ 3151-2008 «ГСИ. Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»; 4 - При поверке ПР по документу «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки передвижной поверочной установкой «ПУМА»; 5 - При поверке ПР по МИ 3189-2009 «ГСИ. Счётчики - расходомеры массовые Micro Motion фирмы "Emerson Process Management». Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки и поточного преобразователя плотности» |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО ИВК и ПО АРМ оператора. Уровень защиты ПО АРМ оператора СИКН: «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Рабочая среда - сырая нефть, товарная нефть, нефтепродукты.
Характеристики рабочей среды:
от минус 10 до плюс 80;
10;
от 1,5 до 200; от 300 до 1600.
- температура, °С
- избыточное давление, МПа, не более
- кинематическая вязкость, мм2/с
- плотность в рабочих условиях, кг/м Товарная нефть должна соответствовать ГОСТ Р 51858-2002, ГОСТ 31378-2009.
Сырая нефть должна соответствовать следующим требованиям:
- объемная доля воды, % от 0,01 до 90,00;
- массовая доля механических примесей, %, не более 1,0;
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 4000;
- массовая доля свободного газа, %, не более 5;
- массовая доля растворенного газа, %, не более 10.
Условный диаметр измерительных линий, мм от 25 до 400. Количество измерительных линий (с учетом контрольной, рабочей и
резервной) не более 10.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и нефтепродуктов ± 0,25 %.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти и нефтепродуктов ± 0,35 %.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Объемная доля воды в сырой нефти, % | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % |
| от 0 до 5 включ. | ± 1,0 |
| св. 5 до 15 включ. | ± 2,5 |
| св. 15 до 35 включ. | ± 4,0 |
| св. 35 до 55 включ. | ± 7,0 |
| св. 55 до 70 включ. | ± 10,0 |
| св. 70 до 90 включ. | ± 20,0 |
Электропитание СИКН: напряжение переменного тока, В:
а) для силовых цепей от 342 до 418;
б) для средств измерений от 110 до 256; частота переменного тока, Гц от 49 до 51.
Условия эксплуатации:
- температура воздуха при эксплуатации КТ, расположенного в
блок-боксе или сборно-модульном здании, °С от минус 60 до плюс 50;
- температура воздуха при эксплуатации СОИ, °С от 1 0 до 35;
- температура воздуха при эксплуатации средств измерений в КТ, расположенном:
а) на открытой площадке, °С от минус 40 до плюс 45;
б) в блок-боксе или сборно-модульном здании, °С от 5 до 45;
- атмосферное давление, кПа от 84 до 107;
о
- относительная влажность воздуха при 35 С и
более низких температурах без конденсации влаги, % 95;
Среднее время наработки на отказ СИКН, ч, не менее 20000.
Срок службы, лет, не менее 10.
Знак утверждения типа
наносится на эксплуатационную документацию СИКН печатным способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Кол-во |
| 1 Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН) | 1 |
| 2 «Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Руководство по эксплуатации» | 1 |
| 3 «Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Формуляр» | 1 |
| 4 ОФТ.05.1564.00.00.00.00 МП «Инструкция. ГСИ. Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Методика поверки» | 1 |
| 5 Методика измерений | 1 |
| 6 Свидетельство об аттестации методики измерений | 1 |
| 7 Ведомость эксплуатационных документов (ЭД)* | 1 |
| 8 Комплект эксплуатационной документации на составные части в составе СИКН согласно ведомости ЭД | 1 |
| 9 Комплект разрешительной документации, в составе: | |
| 9.1 Копии сертификатов соответствия на СИКН и оборудование в составе СИКН | 1 |
| 9.2 Копии разрешений на применение на СИКН и оборудование в составе СИКН | 1 |
| 9.3 Копии свидетельств (сертификатов) об утверждении типа средств измерений на СИКН и СИ в составе СИКН | 1 |
| Примечание: - Ведомость ЭД формируется для каждой СИКН индивидуально в соответствии с условиями Заказчика. |
Поверка
осуществляется по документу ОФТ.05.1564.00.00.00.00 МП «Инструкция. ГСИ. Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Томский ЦСМ» в апреле 2013 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов «УПВА-Т» (основные метрологические характеристики приведены в таблице 5);
- установка трубопоршневая 1-го (2-го) разряда (основные метрологические характеристики приведены в таблице 5).
Таблица 5
| Наименование и тип средства поверки | Основные метрологические характеристики |
| Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов «УПВА-Т» | Диапазон формирования силы тока от 0,5 до 22,0 мА, пределы допускаемой абсолютной погрешности при формировании тока ± 3 мкА; Диапазон формирования частоты импульсных последовательностей от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой относительной погрешности при формировании периода импульсных последовательностей ± 5 -10-4 % |
| Установка трубопоршневая 1-го (2-го) разряда | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 % (± 0,1 %) |
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Система измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Руководство по эксплуатации».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН)
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей.
4. РМГ 100-2010 ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.
5. РМГ 111-2011 ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти.
6. ТУ 3667-1564-20885897-2011 Системы измерений количества сырой, товарной нефти и нефтепродуктов (СИКН). Технические условия.
7. МИ 2693-2001 Рекомендация. ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях.
8. МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
54044-13: Описание типа СИСкачать183.2 Кб