УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «19» июля 2021 г. №1372
Лист № 1
Регистрационный № 82288-21Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипараметровнефтисыройнаучастке
предварительнойподготовки нефти(Винно-Банновскоеместорождение)
АО «Самаранефтегаз»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной
подготовки нефти (Винно-Банновское месторождение) АО «Самаранефтегаз» (далее – СИКНС)
предназначена для динамических измерений массы сырой нефти, транспортируемой по
трубопроводу за отчетный интервал времени.
Описание средства измерений
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы
сырой нефти.
При прямом методе динамических измерений массу сырой нефти измеряют с помощью
счетчиков-расходомеров массовых, и результат измерений получают непосредственно. Выходные
электрические сигналы счетчика-расходомера массового поступают на соответствующие входы
вычислителя УВП-280, модель УВП-280Б.01 (далее – ИВК), который преобразует их в массу
сырой нефти.
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 нефти (далее – БИК), 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.
ВсоставСИКНСвходятизмерительные каналы(далее–ИК),определение
метрологических характеристик которых может осуществляться комплектным способом при
проведении поверки СИКНС.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1.
Лист № 2
Всего листов 4
Наименование измерительного
компонента
2 (ИЛ 1, ИЛ 2)
45115-10
32854-09
3 (ИЛ 1, ИЛ 2,
БИК)
38548-08
1 (БИК)
26776-08
1 (БИЛ)
32854-09
2 (СОИ)
53503-13
2 (БИК)
24604-12
Таблица 1 – Состав средства измерений
Количество
измерительных
компонентов
(место установки)
2
Регистрационный номер в
Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства
измерений
3
3 (ИЛ 1, ИЛ 2,
БИК)
1
Счетчик-расходомер массовый
Micro Motion, мод. CMF
Датчик давления Метран-150,
датчик избыточного давления
Термопреобразователь с
унифицированным выходным сигналом
Метран-2700
Счетчик нефти турбинные МИГ,
исполнение МИГ-32
Датчик давления Метран-150,
датчик разности давлений
Вычислитель УВП-280,
мод. УВП-280Б.01
Влагомер сырой нефти ВСН-2,
мод. ВСН-2-50-100
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры
сырой нефти утвержденных типов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может
влиять на показания средств измерений, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность
пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на средства измерений
в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализовано в ИВК и ПО «ОЗНА Flow» (далее – АРМ оператора). ПО ИВК и
АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКНС в целях утверждения
типа.
Уровень защиты ПО «средний» 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
Идентификационное наименование ПО
1
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
ПО вычислителя
УВП-280
2
2.17
46E612D8
Значение
ПО АРМ оператора СИКНC
«ОЗНА- Flow »
3
v 2.1
64C56178
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности
и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Лист № 3
Всего листов 4
от 13 до 79
± 0,25
Таблица 3 – Метрологические характеристики средства измерений
Наименование характеристикиЗначение
1 2
Диапазон измерений массового расхода на каждой
измерительной линии, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы сырой нефти, %
Примечание – пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто
сырой нефти нормируется в соответствии с документом: «Государственная система обеспечения
единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой количества и
параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти (Винно-Банновское
месторождение) АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений»
(регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2020.38333).
от 5,0 до 35,0
от 840 до 900
Значение
2
от - 40 до + 50
(380±38)/(220±22)
50±1
10
сырая нефть
от 0,1 до 0,6
от + 10 до + 40
Таблица 4 – Основные технические характеристики средства измерений
Наименование характеристики
1
Температура окружающего воздуха, °С:
Параметры электрического питания:
– напряжение переменного тока, В
– частота переменного тока, Гц
Средний срок службы, лет, не менее
Измеряемая среда со следующими параметрами:
- избыточное давление измеряемой среды, МПа
-температура измеряемой среды, °С
- кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне
температуры измеряемой среды, мм
2
/с
- плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенная к
стандартным условиям, кг/м
3
- объемная доля воды, %,
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
- массовая доля механических примесей, %
- содержание растворенного газа, м
3
/м
3
- содержание свободного газа
от 0 до 97
от 0 до 6 400
от 0,0 до 0,5
от 1,0 до 14,0
отсутствует
Таблица 5 – Состав и основные метрологические характеристики ИК
1,го2 (ИЛ 1,массовый
2расходаИЛ 2)«Micro
Контроллер
УВП-280Б.01
№НаименоКоличествоСостав ИКДиапазонПределы
ИК -вание ИК (место ПервичныйВторичная часть измерений допускаемой
ИКустановки)измерительн(т/ч)погрешности ИК
ый
преобразова
тель
1 234567
ИК Расходомер-
массовосчетчик
измерительно-±0,25 %
1)
вычислительный от 13 до 79 (±0,20 %)
2)
сыройMoti
on»
,
УВП-280, мод.(относительная)
нефти мод. CMF
1)
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 1, и ИК
массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве резервного;
2)
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 2,
применяемого в качестве контрольного.
Лист № 4
Всего листов 4
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность СИКНС приведена в таблице 6.
–
1 шт.
Обозначение
2
Количество
3
Таблица 6 – Комплектность средства измерений
Наименование
1
Система измерений количества и параметров
нефтисыройнаучасткепредварительной
подготовки нефти (Винно-Банновское
месторождение) АО «Самаранефтегаз», зав. № 228
Технологическая инструкция
Формуляр
Методика поверки
№ П1-01.05 ТИ-024 ЮЛ-035
–
МП 16-1045-06-2020
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений
.
Масса сырой
нефти.Методикаизмеренийсистемойколичестваипараметровнефтисырой
научасткепредварительной подготовки нефти(Винно-Банновское месторождение)
АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений» (регистрационный номер по
Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2020.38333).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и
параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти (Винно-Банновское
месторождение) 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»
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
