Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ППН «Каменный Лог» (далее - система) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Описание
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.
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 |
Технические характеристики
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, %: - массы брутто сырой нефти - массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории при содержании объемной доли воды от 0 до 20 % | ±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 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ППН «Каменный Лог», заводской № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1117-9-2020 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены 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 документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Рос-стандарт) от 07.02.2018 г. № 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».
