Номер по Госреестру СИ: 40495-09
40495-09 Система измерений количества и параметров нефти сырой ППН "Каменный Лог"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой ППН «Каменный Лог» (далее
- система) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО системы «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |
Идентификационное наименование ПО |
OilQual |
Reef20200623 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0 |
555 |
Цифровой идентификатор ПО |
3266D127 |
3988 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC16 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ППН «Каменный Лог» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/8409-18). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2018.30765.
Нормативные и технические документы
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее компонентов.
Система состоит из измерительных каналов массы сырой нефти, температуры, избыточного давления, разности давления на фильтрах, объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, объемной доли воды, плотности сырой нефти, основными компонентами которых являются:
-
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 (далее - СРМ) (рег. номер 13425-06);
-
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (рег. номер 22257-05) в комплекте с преобразователями измерительными 3144Р (рег. номер 14683-04);
-
- преобразователи давления измерительные 3051 (рег. номер 14061-04);
-
- счетчик нефти турбинный МИГ (рег. номер 26776-08);
-
- влагомер сырой нефти модели ВСН-2 (рег. номер 24604-07);
-
- преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835) (далее - ПП) (рег. номер 15644-06);
-
- контроллер измерительный FloBoss S600 (далее - ИВК) (рег. номер 38623-08). -термометры и манометры для местной индикации и контроля температуры и давления. Для поверки и контроля метрологических характеристик (далее - МХ) СРМ применяют
установку трубопоршневую поверочную стационарную «ОЗНА-Прувер С-0,05» модели 280 (далее - ТПУ) (рег. номер 31455-06).
Заводской номер системы указан в эксплуатационной документации. Пломбирование системы не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Метрологические и основные технические характеристики системы, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 20 до 120 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %:
|
±0,25 ±1,5 |
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов (далее по тексту - ИК) с комплектным методом определения метрологических характеристик)
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
1 |
ИК массового расхода нефти |
2 (рабочая ИЛ, резервная ИЛ) |
СРМ |
ИВК |
от 20 до 120 т/ч |
±0,25 % |
Таблица 4 - Основные технические характеристики системы
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
нефть сырая |
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 резервная) |
Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа: |
от 0,3 до 1,0 |
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
Диапазон плотности измеряемой среды в рабочих условиях, кг/м3: |
от 780 до 950 |
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочих условиях, мм2/с (сСт): |
от 2 до 25 |
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от -5 до +30 |
Среднее значение объемной доли воды в объединенной пробе, %, не более |
20 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
40000 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
Содержание свободного газа, % |
не допускается |
Режим работы системы |
периодический |