Номер по Госреестру СИ: 84504-22
84504-22 Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ "Дерюжевская" ЦППН №2 АО "Самаранефтегаз"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
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.
Программное обеспечение
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 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены 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 и технические документы
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»
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.
Таблица 1 - Состав СИКНС
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.
Комплектность СИКНС приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
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. |
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 |
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» ЦППН №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: |
(380±38)/(220±22) |
- напряжение переменного тока, В | |
- частота переменного тока, Гц |
50±1 |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Измеряемая среда со следующими параметрами: |
нефтегазоводяная смесь |
- избыточное давление измеряемой среды, МПа |
от 0,3 до 1,0 |
-температура измеряемой среды, °С |
от + 5 до + 40 |
- кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с |
от 13,26 до 28,40 |
- плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 |
от 845 до 870 |
- объемная доля воды, %, |
от 0,2 до 30,0 |
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от 1000 до 5000 |
- массовая доля механических примесей, % |
от 0,02 до 0,05 |
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
- содержание растворенного газа, м3/м3 |
не более 1,296 |
- содержание свободного газа |
не допускается |