Сведения о средстве измерений: 85947-22 Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП "Герасимовское"

Номер по Госреестру СИ: 85947-22
85947-22 Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП "Герасимовское"
(Обозначение отсутствует)

Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП «Герасимовское» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации - 23.06.2022
Срок свидетельства -
Номер записи - 187943
ID в реестре СИ - 1400413
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки

Модификации СИ

СИКН №574, -,

Производитель

Изготовитель - Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - Томская обл., г. Стрежевой
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Статистика

Кол-во поверок - 41
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 40
Кол-во средств измерений - 1
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 2004
МПИ по поверкам - 364 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№1510 от 2022.06.22 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (16)

№438 от 2023.02.28 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (10)

Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП "Герасимовское" (Обозначение отсутствует)

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель		 ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК)

№ в реестре
cрок св-ва 		Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
81415-21

 Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 3 "Юг" Первомайского нефтяного месторождения АО "Томск-нефть" ВНК, 1, 8, 0, 6, 0, 2
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		1 год
82704-21

 Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический, РГС-12,5
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
82703-21

 Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический, РГС-8
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
82702-21

 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические, РВС-5000
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
82701-21

 Резервуар стальной вертикальный цилиндрический, РВС-3000
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
85947-22

 Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП "Герасимовское", Обозначение отсутствует
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		1 год
87054-22

 Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП "Игольское", Обозначение отсутствует
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		1 год
87128-22

 Система измерений количества и показателей качества нефти № 513 ПСП "Александровское", Обозначение отсутствует
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		1 год
87535-22

 Резервуар стальной вертикальный цилиндрический, РВС-5000
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
87536-22

 Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический, РГС-12, 5
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
87537-22

 Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический, РГС-12, 5
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
87589-22

 Резервуар стальной вертикальный цилиндрический, РВС-3000
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
87633-22

 Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический, РГС-10
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
88300-23

 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические, РВС-5000
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
90344-23

 Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический, РГС-63
Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК) (РОССИЯ Томская обл., г. Стрежевой) 		ОТ
МП 		5 лет
Отчет - ET_2 Средства измерений, применяемые в качестве эталонов

График "У кого сколько эталонов (СИ)" имеет несколько уровней вложенности. На первом уровне доступна информация об организациях-владельцах эталонов и количестве эталонов, находящихся у них на балансе. На втором уровне можно посмотреть состав эталонной базы в разрезе видов измерений.

Графики "Возраст парка эталонов" представляют информацию по возрасту (дате производства) и количеству СИ, применяемых в качестве эталонов. Для удобства визуального восприятия временная шкала разбита на 2 интервала (до 1992 года и от 1992 года до н.в.).

На графике "Распределение эталонов по видам измерений" приводится столбчатая диаграмма распределения эталонов по видам измерений. Наименования видов измерений присваивались в зависимости от ГЭП к которому прослеживается каждое конкретное СИ, применяемое в качестве эталона.

"Прослеживаемость к первичным эталонам" служит для оценки измерительных возможностей организаций-владельцев эталонов. По оси OX откладывается информация о количестве эталонов в организации, а по оси OY - кол-во первичных эталонов к которым прослеживаются эталоны организации.

В конце отчета приводится сводная таблица с данными для возможности самостоятельной обработки информации.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП "Герасимовское" (Обозначение отсутствует)

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические
ФБУ "ТОМСКИЙ ЦСМ"
(RA.RU.311225)		 РСТ
  • -
  • СИКН №574
    		•  41 3 1 40 0 41 1 40

    Стоимость поверки Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП "Герасимовское" (Обозначение отсутствует)

    Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

    Программное обеспечение

    Программное обеспечение СИКН включает в себя встроенное ПО измерительных и комплексных компонентов в составе СИКН и ПО «Визард СИКН ST», установленное на АРМ оператора.

    Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку и передачу измерительной информации на АРМ оператора. ПО «Визард СИКН ST» осуществляет отображение технологических и учетных параметров, журнала сообщений, запись и хранение архивов, выполнение поверки и КМХ преобразователей расхода по ТПУ, выполнение КМХ преобразователей плотности по ареометру и по резервному плотномеру. Уровень защиты ПО СИКН - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

    Идентификационные данные метрологически значимой части ПО СИКН приведены в таблице 2.

    Таблица 2

    Идентификационные данные (признаки)

    Значение

    ИВК

    АРМ оператора

    Идентификационное наименование ПО

    SyberTrol

    «Визард СИКН ST»

    Номер версии (идентификационный номер) ПО

    26.08

    Не ниже v.1

    Цифровой идентификатор ПО

    aa6daa07

    модуля «FIOM

    I/O

    Module»

    Имя файла

    Значение цифрового идентификатора

    Модуль «Отображение технологических параметров»

    00000072.CSC

    E7902F021F039892DACBABB0057BBF30

    00000716.nmd

    44B83D2E0E0403C8DAE789EA7A8BF783

    00000736.nmd

    28204E122A5BAB62EA5B51571FEC9B06

    00000737.nmd

    D24F78C4765B7BE673 5410EA548D6BEF

    00000738.nmd

    F1AC14ED6C56C2A6D5EE4034C2653B55

    Модуль «Формирование архивов»

    00000069.CSC

    933FD4E509E59A055ED7A8899D8152C8

    00000651.nmd

    179F2F22CD1B18D0A0C1C1CEC39565F5

    00000652.nmd

    381AC0F85E6DBC2607E4332B77CB5A4F

    00000739.nmd

    6D56BE003A9E03D56701BD97D4526CE7

    9b8a1aab

    модуля

    «FCPB

    Main

    Processor»

    00000740.nmd

    DD0EF03D8F4D2C6F13F2C76110C3E2FB

    00000741.nmd

    1D8B8397CA219F5509A16B0679DEBA23

    Модуль «Поверка и КМХ ПР по ТПУ»

    00000680.nmd

    F1A1744A3570CCAA1A0188A98E8B9923

    00000703.nmd

    900A00EE05A48049C3884E6E147105E7

    Продолжение таблицы 2

    Идентификационные данные (признаки)

    Значение

    ИВК

    АРМ оператора

    O0000742.nmd

    A14755CD95FBDCAFD5A0B253B6A24735

    O0000743.nmd

    727BBC4FCA6F2688ACC42D80770D2A66

    Модуль «КМХ рабочего ИИ по резервному ПП»

    O0000735.nmd A8A4BD563A0A3E0E48704E48A661C75D

    Модуль «КМХ Ш1 по ареометру»

    O0000685.nmd

    06644DECAD1BEC7E785C72DA73B6CE19

    Алгоритм вычисления цифрового идентификатора исполняемого кода

    CRC32

    MD5

    Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.


    Знак утверждения типа

    Знак утверждения типа

    наносится на титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом.


    Сведения о методиках измерений

    Сведения о методиках (методах) измерений

    приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП «Герасимовское», (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-546-2022, аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации 01.00241-2013).


    Нормативные и технические документы

    Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

    Приказ Росстандарта от 07.08.2018 № 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 расхода жидкости»

    Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»

    Правообладатель

    Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной   компании,

    (АО «Томскнефть» ВНК)

    ИНН 7022000310

    Адрес: Россия, 636780, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23

    Поверка

    Поверка и КМХ ПР по ТПУ»

    00000680.nmd

    F1A1744A3570CCAA1A0188A98E8B9923

    00000703.nmd

    900A00EE05A48049C3884E6E147105E7

    Продолжение таблицы 2

    Идентификационные данные (признаки)

    Значение

    ИВК

    АРМ оператора

    O0000742.nmd

    A14755CD95FBDCAFD5A0B253B6A24735

    O0000743.nmd

    727BBC4FCA6F2688ACC42D80770D2A66

    Модуль «КМХ рабочего ИИ по резервному ПП»

    O0000735.nmd A8A4BD563A0A3E0E48704E48A661C75D

    Модуль «КМХ Ш1 по ареометру»

    O0000685.nmd

    06644DECAD1BEC7E785C72DA73B6CE19

    Алгоритм вычисления цифрового идентификатора исполняемого кода

    CRC32

    MD5

    Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.

    Метрологические и технические характеристики

    Таблица 3 - Метрологические характеристики

    Наименование характеристики

    Значение

    Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч

    от 14 до 280

    Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч

    от 14 до 140

    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

    ±0,25

    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

    ±0,35

    Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики ИК

    Наименование ИК

    Место установки

    ИК

    Состав ИК

    Диапазон измерений ИК

    Пределы допускаемой погрешности ИК

    Измерительные компоненты

    Комплекс-ные компоненты

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    ИК объемного расхода нефти

    БИЛ

    Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM

    ИВК

    от 14 до 280 м3/ч

    6 = ±0,15 %

    ИК объемного расхода нефти через одну ИЛ

    БИЛ

    Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM

    ИВК

    от 14 до 140 м3/ч

    6 = ±0,15 %

    Продолжение таблицы 4

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    ИК температуры нефти

    БИЛ

    Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, преобразователи сопротивления

    Rosemount 3144P, термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68, термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065

    ИВК

    от +5 до

    +30 ОС

    Д = ±0,2 ОС

    ИК давления нефти

    БИЛ

    Преобразователи давления измерительные 3051

    ИВК

    от 0,30 до

    1,44 МПа

    Y = ±0,25 %

    ИК плотности нефти

    БИК

    Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

    ИВК

    от 700 до 1000 кг/м3

    Д = ±0,30 кг/м3

    ИК содержания воды в нефти

    БИК

    Влагомер нефти поточный модели LC; Влагомер поточный модели L

    ИВК

    от 0 до 0,5 %

    Д = ±0,07 %

    ИК вязкости нефти

    БИК

    Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827

    Преобразователь плотности и вязкости FVM

    ИВК

    от 0,5 до 10 сСт

    от 0,5 до 10 сПз

    Y = ±1 %

    ИК силы постоянного тока

    СОИ

    -

    ИВК

    от 4 до

    20 мА

    Y = ±0,05 %

    ИК напряжения постоянного тока

    СОИ

    -

    ИВК

    от 1 до 5 В

    Y = ±0,05 %

    Продолжение . таблицы 4

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    ИК частотно-импульсный

    СОИ

    -

    ИВК

    от 0 до

    10000 Гц

    Д = ±1 имп

    В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: Д - абсолютная погрешность измерений, 6 - относительная погрешность измерений, у - приведенная погрешность измерений

    Таблица 5 - Основные технические характеристики

    Наименование характеристики

    Значение

    Рабочая среда

    нефть по ГОСТ Р 51858

    Количество измерительных линий, шт.

    4

    Режим работы СИКН

    непрерывный

    Характеристики измеряемой среды:

    - избыточное давление нефти, МПа

    от 0,30 до 1,44

    - температура нефти, °C

    от +5 до +30

    - плотность нефти, кг/м3

    от 700 до 1000

    - массовая доля воды, %, не более

    0,5

    - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

    100

    - массовая доля механических примесей, %, не более

    0,05

    Параметры электрического питания СИКН:

    - напряжение переменного тока измерительных цепей, В

    220±22

    - напряжение переменного тока силовых цепей, В

    380±38

    - частота переменного тока, Гц

    50±1

    Условия эксплуатации:

    - температура окружающей среды средств измерений в

    от +5 до +30

    составе БИЛ, БИК и БПУ, °С

    - температура окружающей среды средств измерений в

    от +18 до +30

    составе СОИ, °С

    - относительная влажность, %, не более

    80

    - атмосферное давление, кПа

    от 84 до 106

    Знак утверждения типа

    наносится на титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом.

    Комплектность средства измерений

    Таблица 6 - Комплектность средства измерений

    Наименование

    Обозначение

    Количество

    Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП «Герасимовское», зав. № 50377

    -

    1 шт.

    Инструкция по эксплуатации

    -

    1 экз.


    Изготовитель

    Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной   компании,
    (АО «Томскнефть» ВНК)
    ИНН 7022000310
    Адрес: Россия, 636780, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23

    Испытательный центр

    Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»)
    Адрес: Россия, 634012, Томская область, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а

    Правообладатель

    Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной   компании,
    (АО «Томскнефть» ВНК)
    ИНН 7022000310
    Адрес: Россия, 636780, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23

    Принцип действия СИКН основан на измерении массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений, при котором массу брутто нефти определяют с применением измерительных и комплексных компонентов: преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы комплексов измерительно-вычислительных «SyberTrol» (ИВК), которые преобразуют их и вычисляют массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса нетто нефти вычисляется как разность массы брутто нефти и массы балласта. Масса балласта вычисляется как общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти, определяемых по результатам лабораторных исследований пробы нефти.

    В состав СИКН входят:

    • - блок измерительных линий (БИЛ);

    • - блок измерений показателей качества нефти (БИК);

    • - блок поверочной установки (БПУ);

    • - система обработки информации (СОИ).

    БИЛ представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую четыре измерительные линии (ИЛ) (одну рабочую и три резервные/две рабочие и две резервные), оснащенные средствами измерений объемного расхода, давления и температуры нефти, фильтрами, запорной и регулирующей арматурой.

    БИК представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений плотности, вязкости, объемной доли воды, расхода, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.

    БПУ включает в себя трубопоршневую поверочную установку, представляющую собой калиброванный участок трубопровода в комплекте с шаровым поршнем, оснащенный детекторами прохода поршня, средствами измерений температуры и давления нефти.

    СОИ включает в себя ИВК и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО) «Визард СИКН ST».

    В состав СИКН входят следующие основные измерительные и комплексные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.

    Таблица 1

    Тип СИ

    Номер в

    ФИФОЕИ*

    Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM

    16128-01

    Преобразователи давления измерительные 3051

    14061-99

    14061-15

    Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры

    14683-00

    Преобразователи измерительные Rosemount 3144P

    56381-14

    Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68

    22256-01

    Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065

    53211-13

    Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

    15644-01

    Влагомер нефти поточный модели LC

    16308-02

    Влагомер поточный модели L

    56767-14

    Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827

    15642-01

    Преобразователь плотности и вязкости FVM

    62129-15

    У становка трубопоршневая поверочная двунаправленная

    12888-99

    Комплексы измерительно-вычислительные «SyberTrol»

    16126-02

    * - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

    СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

    • 1) отображение текущих значений технологических и учетных параметров;

    • 2) формирование и печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, отчетов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти;

    • 3) запись и хранение архивов;

    • 4) вычисление массы нетто нефти при «ручном вводе» с АРМ оператора параметров нефти, определяемых по результатам лабораторных исследований пробы нефти;

    • 5) выполнение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ИК объемного расхода нефти по ТПУ;

    • 6) выполнение КМХ ИК плотности нефти по ареометру и по резервному плотномеру;

    • 7) обеспечение защиты ПО «Визард СИКН ST», данных архива и системной информации от несанкционированного доступа.

    Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.

    Заводской номер СИКН состоит из арабских цифр и вносится в эксплуатационную документацию. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.


    Таблица 6 -

    Наименование

    Обозначение

    Количество

    Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП «Герасимовское», зав. № 50377

    -

    1 шт.

    Инструкция по эксплуатации

    -

    1 экз.


    Таблица 3 - Метрологические характеристики

    Наименование характеристики

    Значение

    Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч

    от 14 до 280

    Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч

    от 14 до 140

    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

    ±0,25

    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

    ±0,35

    Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики ИК

    Наименование ИК

    Место установки

    ИК

    Состав ИК

    Диапазон измерений ИК

    Пределы допускаемой погрешности ИК

    Измерительные компоненты

    Комплекс-ные компоненты

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    ИК объемного расхода нефти

    БИЛ

    Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM

    ИВК

    от 14 до 280 м3/ч

    6 = ±0,15 %

    ИК объемного расхода нефти через одну ИЛ

    БИЛ

    Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM

    ИВК

    от 14 до 140 м3/ч

    6 = ±0,15 %

    Продолжение таблицы 4

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    ИК температуры нефти

    БИЛ

    Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, преобразователи сопротивления

    Rosemount 3144P, термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68, термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065

    ИВК

    от +5 до

    +30 ОС

    Д = ±0,2 ОС

    ИК давления нефти

    БИЛ

    Преобразователи давления измерительные 3051

    ИВК

    от 0,30 до

    1,44 МПа

    Y = ±0,25 %

    ИК плотности нефти

    БИК

    Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

    ИВК

    от 700 до 1000 кг/м3

    Д = ±0,30 кг/м3

    ИК содержания воды в нефти

    БИК

    Влагомер нефти поточный модели LC; Влагомер поточный модели L

    ИВК

    от 0 до 0,5 %

    Д = ±0,07 %

    ИК вязкости нефти

    БИК

    Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827

    Преобразователь плотности и вязкости FVM

    ИВК

    от 0,5 до 10 сСт

    от 0,5 до 10 сПз

    Y = ±1 %

    ИК силы постоянного тока

    СОИ

    -

    ИВК

    от 4 до

    20 мА

    Y = ±0,05 %

    ИК напряжения постоянного тока

    СОИ

    -

    ИВК

    от 1 до 5 В

    Y = ±0,05 %

    Продолжение . таблицы 4

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    ИК частотно-импульсный

    СОИ

    -

    ИВК

    от 0 до

    10000 Гц

    Д = ±1 имп

    В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: Д - абсолютная погрешность измерений, 6 - относительная погрешность измерений, у - приведенная погрешность измерений

    Таблица 5 - Основные технические характеристики

    Наименование характеристики

    Значение

    Рабочая среда

    нефть по ГОСТ Р 51858

    Количество измерительных линий, шт.

    4

    Режим работы СИКН

    непрерывный

    Характеристики измеряемой среды:

    - избыточное давление нефти, МПа

    от 0,30 до 1,44

    - температура нефти, °C

    от +5 до +30

    - плотность нефти, кг/м3

    от 700 до 1000

    - массовая доля воды, %, не более

    0,5

    - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

    100

    - массовая доля механических примесей, %, не более

    0,05

    Параметры электрического питания СИКН:

    - напряжение переменного тока измерительных цепей, В

    220±22

    - напряжение переменного тока силовых цепей, В

    380±38

    - частота переменного тока, Гц

    50±1

    Условия эксплуатации:

    - температура окружающей среды средств измерений в

    от +5 до +30

    составе БИЛ, БИК и БПУ, °С

    - температура окружающей среды средств измерений в

    от +18 до +30

    составе СОИ, °С

    - относительная влажность, %, не более

    80

    - атмосферное давление, кПа

    от 84 до 106


    Настройки внешнего вида
    Цветовая схема
    Ширина
    Левая панель