Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода, измерительных преобразователей плотности, преобразователей температуры, избыточного давления, объемной доли воды в нефти. Выходные сигналы измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), которая преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в ней алгоритму. По результатам определения массовых долей воды, хлористых солей и механических примесей рассчитывают массу балласта нефти. Массу нетто нефти рассчитывают как разность массы брутто нефти и массы балласта.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированный для конкретного объекта из компонентов серийного производства отечественного и импортного изготовления. Основными компонентами СИКН являются:

• - преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные НТМ10 (Госреестр № 38725-08);

• - термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (Госреестр № 27129-04);

• - преобразователь давления измерительный 3051TG (Госреестр № 14061-04);

• - преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (Госреестр № 15644-06);

• - преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (Госреестр № 15642-06);

• - расходомер UFM 3030 (Госреестр № 32562-06);

• - влагомер нефти поточный УДВН-1пм (Госреестр № 38648-08);

• - комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» (Госреестр № 19240-05).

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (Госреестр № 303-91);

• - манометр МТИ-1216 (Госреестр № 1844-63).

Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей объемного расхода применяют установку трубопоршневую «SYNCROTRAC» (Госреестр №28232-04) 1 разряда или преобразователь расхода жидкости турбинный геликоидный эталонный НТМ10-А11-210 заводской номер Н 0020, с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1%.

Конструктивно СИКН выполнена в блочно-модульном исполнении и включает в себя следующие функциональные блоки:

• - блок измерительных линий (БИЛ);

• - блок измерения показателей качества нефти (БИК);

• - блок поверочной установки (БПУ);

• - узел регулирования расхода и давления (УРРД);

• - система сбора и обработки информации (СОИ).

Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

• - автоматические измерения объема в рабочем диапазоне объемного расхода, температуры, избыточного давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

• - автоматизированное вычисление массы брутто и массы нетто нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004;

• - автоматический и ручной отбор проб нефти;

• - автоматизированное измерение технологических параметров;

• - регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов и актов;

• - защита алгоритма и программы измерительно-вычислительного комплекса «ИМЦ-03» от несанкционированного доступа.

По взрывопожарной и пожарной опасности по НПБ 105-03 БИЛ, БИК, БПУ относятся к категории А, УРРД - к категории Ан.

• 1 СИКН.

• 2 Руководство по эксплуатации.

• 3 Методика поверки МП 2301-0096-2009 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 915».

Диапазон измерений объемного расхода, м³/ч..................................от 1000 до 5200.

Пределы допускаемой относительной погрешности:

при измерениях объемного расхода, %...................................................±0,15;

при измерениях массы брутто, %...........................................................................± 0,25;

при измерениях массы нетто, %.............................................................................±0,35.

Диапазон измерений плотности, кг/м³.............................................от 700 до 1100.

Диапазон измерений температуры, °C................................................от 5 °C до 40.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности:

при измерениях плотности, кг/м³............................................................................± 0,30;

при измерениях температуры, °C.............................................................................± 0,20.

Диапазон измерений давления, МПа......................................................от 0 до 1,6.

Пределы допускаемой приведенной погрешности

при измерениях давления, %..............................................

Диапазон измерений динамической вязкости, мПа с..........

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности при измерениях динамической вязкости , %.....................

Характеристики рабочей среды:

Рабочий диапазон плотности нефти при 20° С

и нулевом избыточном давлении, кг/м³.........................

Рабочий диапазон давления, МПа..................................

Рабочий диапазон температуры, °C................................

Рабочий диапазон динамической вязкости нефти, мПа с .... Массовая доля воды, не более, %..............................................

Массовая доля механических примесей, не более, %.............

Массовая концентрация хлористых солей, не более, мг/ дм³ Давление насыщенных паров, не более, кПа. Содержание свободного газа.............

Режим работы...............................

Количество измерительных линий, пгг

• - диапазон частоты, Гц..............................................................................от 49 до 51.

Условия эксплуатации:

• - диапазон температуры окружающего воздуха, °C..........................от минус 20 до 50;

• - относительная влажность воздуха при 15 °C, %, не более.....................................96;

• - диапазон атмосферного давления, кПа..............................................от 84 до 106,7.