Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав ИК С

ИКНС

Наименование

ИК

Первичный измерительный преобразо

ватель

Вторичная часть

ИК массового расхода

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF 300 с измерительным преобразователем 2700 (регистрационный номер в ФИФОЕИ 45115-10)

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер в ФИФОЕИ 64224-16)

ИК

температуры

Термопреобразователь сопротивления

Rosemount 0065 (регистрационный номер в ФИФОЕИ 53211-13)

Преобразователь      измерительный

Rosemount 644      (регистрационный

номер в ФИФОЕИ 56381-14)

Барьер искрозащиты серии Z модели Z787 (регистрационный номер в ФИФОЕИ 22152-07) Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер в ФИФОЕИ 64224-16)

ИК

давления

Датчик давления Метран-150 модели

150TG (регистрационный номер в ФИФОЕИ 32854-13)

ИК влагосодер-жания

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (модификация          УДВН-1пм2)

(регистрационный номер в ФИФОЕИ 14557-15) (далее - УДВН-1пм2)

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер в ФИФОЕИ 64224-16)

ИК объемного расхода

Счетчик нефти турбинный МИГ исполнения 32Ш (регистрационный номер в ФИФОЕИ 26776-08)

Примечание - ФИФОЕИ - Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-6 с УПСВ и КНС Котовского нефтяного месторождения, заводской № 427-4

-

1 шт.

Паспорт

427-4.00.00.00.000 ПС

1 экз.

Руководство по эксплуатации

427-4.00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 2701/1-311229-2020

1 экз.

Наименование ИК

Диапазон измерений

Пределы допускаемой основной погрешности

ИК массового расхода

от 50 до 260 т/ч

5: ±0,25 %

ИК температуры

от 0 до 50 °С

Д: ±0,62 °С

ИК давления

от 0 до 4 МПа

у: ±0,56 %

ИК влагосодержания

от 0,01 до 10 %¹⁾

Д: ±0,12 %

ИК объемного расхода

от 0 до 8 м³/ч

5: ±2,76 %²⁾

• ¹⁾ Диапазон показаний от 0 до 12 %.

• ²⁾ В диапазоне расхода (20-100) % от максимального

Примечания

1 Приняты следующие обозначения:

5 - относительная погрешность, %;

Д - абсолютная погрешность, в единицах измеряемой величины;

у - приведенная погрешность, % (нормирующим значением принята разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений).

2 Для расчета погрешности ИК в условиях эксплуатации:

• - приводят форму представления основных и дополнительных погрешностей измерительных компонентов ИК к единому виду (приведенная, относительная, абсолютная);

• - для каждого измерительного компонента ИК рассчитывают пределы допускаемых значений погрешности в условиях эксплуатации путем учета основной и дополнительных погрешностей от влияющих факторов.

Пределы допускаемых значений погрешности измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации Д_СИ рассчитывают по формуле ^дси=±_А/^Д0+ЕД^2,

V        /=0

где Д₀  - пределы допускаемой основной погрешности измерительного компонента;

Д - погрешности измерительного компонента от i-го влияющего фактора в условиях эксплуатации при общем числе n учитываемых влияющих факторов.

Для каждого ИК рассчитывают границы, в которых c вероятностью равной 0,95 должна находиться его погрешность в условиях эксплуатации, Д по формуле

к

Дик =±1,1-, L(Дси) .

Ъ=^о

_Л       пределы допускаемых значений погрешности Д_СИ j-го измерительного

где ^Д сщ -

компонента ИК в условиях эксплуатации.

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода нефти сырой, т/ч*

от 50 до 260

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой при измерении объемной доли воды с применением УДВН-1пм2, %, при объемной доле воды в нефти сырой:

• - от 0 до 5 % включ.

• - св. 5,0 до 8,9 %

±0,35

±0,4

Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА:

• - при наличии барьера искрозащиты, %

• - при отсутствии барьера искрозащиты, %

±0,07

±0,05

* Массовый расход сырой нефти по отдельной измерительной линии должен соответствовать диапазону измерений массового расхода, на который поверен счетчик-расходомер массовый.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Рабочая среда

нефть сырая

Температура нефти сырой, °С

от +10 до +40

Избыточное давление нефти сырой, МПа

от 0,5 до 3,5

Физико-химические показатели нефти сырой:

- плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м³

от 888,3 до 902,1

- массовая доля воды, %, не более

10

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

3000

- массовая доля механических примесей, %, не более

0,1

- объемное содержание растворенного газа, м³/м³, не более

2

- плотность растворенного газа в нефти сырой при стандартных условиях, кг/м³

от 1,05 до 1,25

- содержание свободного газа, %

отсутствует

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

220+|| / 380^38

- частота переменного тока, Г ц

50±1

Условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха в блок-боксе БИЛ, БИК, °С

от +5 до +38

- температура окружающего воздуха в операторной, °С

от +15 до +25

- относительная влажность, %, не более

80,

- атмосферное давление, кПа

без конденсации влаги от 84,0 до 106,7