СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ООО «УралСофтПроект» (г. Уфа) из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из трех рабочих и двух резервных измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

• - преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N (№ 15427-01, № 15427-06);

• - преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-99, № 14061-10);

• - преобразователь измерительный 644   (№   14683-00) в комплекте с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-01) либо датчик температуры 644 (№ 39539-08);

• - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на входном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

• - преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-01);

• - преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 (№ 15642-01, № 15642-06);

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (№ 14557-01);

• - система смешивания и отбора проб Clif Mock;

• - преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;

• - ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-85.

Лист № 2 Всего листов 4 В состав СОИ входят :

- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (Госреестр № 38623-11) со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;

• - автоматизированные рабочие места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos»), оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м³/ч);

• - автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

• - автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м³), содержания воды в нефти (%);

• - вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

• - поверку и контроль метрологических характеристик ПР по стационарной поверочной установке;

• - автоматический отбор объединенной пробы нефти;

• - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

• 1. Единичный экземпляр СИКН в составе: согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

• 2. Инструкция по эксплуатации СИКН.

• 3. Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода «Горький-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки».

Рабочая среда

Диапазон измерений объемного расхода, м³/ч

Рабочий диапазон температуры нефти, ^оС

Рабочий диапазон давления, МПа

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м³

Рабочий диапазон вязкости кинематической нефти, сСт

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

о

измерений температуры, С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м³

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при измерении влагомером, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

* - при вязкости нефти от 43 до 65 сСт минимальное значение расхода составляет 400 м³/ч, при вязкости от 65 до 70 сСт - 500 м³/ч.