Наименование измерительного компонента

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

1

2

Расходомер-счетчик массовый OPTIMASS x400, модель OPTIMASS 6400С

53804-13

Датчик давления серии АМ-2000, модель TG

35035-14

Преобразователь давления AUTROL, модель

APT3200-G

37667-13

Термопреобразователь с унифицированным

47757-11

выходным сигналом УТС

1

2

Расходомер жидкости турбинный типа PTF, модель PTF-50

11735-06

Датчик температуры ТСПТ

57176-14

Влагомер сырой нефти ВСН-2, модель ВСН-2-50-100-01

24604-12

Контроллер измерительно-вычислительный «SUMMIT 8800»

65347-16

Наименование

Обозначение

Количест во

1

2

3

Система измерений количества и параметров нефти сырой       (СИКНС)   УПСВ   Белозерская

АО «Самаранефтегаз», зав. № 177794

-

1 шт.

Технологическая инструкция СИКНС

П1-01.05 ТИ-032 ЮЛ-035

1 экз.

Формуляр на СИКНС

-

1 экз.

Методика поверки

МП 16-1045-01-2020

1 экз.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти для каждой измерительной линии, т/ч

от 5 до 117

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

1

2

Пределы   допускаемой   относительной   погрешности

определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным¹⁾ при

содержании воды в сырой нефти, %, не более: от 0 до 5%

± 1,44

св. 5 до 10%

± 1,51

св. 10 до 20 %

± 1,69

св. 20 до 50 %

± 2,65

св. 50 до 70 %

± 5,48

св. 70 до 85 %

± 16,39

св. 85 до 95 %

± 49,15

Пределы   допускаемой   относительной   погрешности

определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной   доли воды   в   испытательной (химико

аналитической) лаборатории по ФР.1.29.2016.25448 при содержании воды в сырой нефти, %, не более: от 0,03 до 5%

± 1,26

св. 5 до 10%

± 1,32

св. 10 до 20 %

± 4,48

св. 20 до 40 %

± 5,98

Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в испытательной (химикоаналитической) лаборатории по ФР.1.31.2014.17851 при содержании воды в сырой нефти, %, не более:

св. 40 до 50%

± 40,74

св. 50 до 70%

± 76,22

св. 70 до 85 %

± 185,40

св. 85 до 95 %

± 622,21

Пределы   допускаемой   относительной   погрешности

определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти лабораторным при содержании воды в сырой нефти, %, не более:

от 0,1 до 5 %

± 0,52

св. 5 до 10%

± 0,54

св. 10 до 20 %

± 0,91

св. 20 до 50 %

± 1,37

св. 50 до 70 %

± 2,76

св. 70 до 85 %

± 6,57

св. 85 до 95 %

± 13,12

' влагомер сырой нефти ВСН-2,модель ВСН-2-50-100-01

Наименование характеристики

Значение

1

2

Температура окружающего воздуха, °С:

от -40 до +40

Параметры электрического питания:

• - напряжение переменного тока, В

• - частота переменного тока, Г ц

(380±38)/(220±22)

50±1

1

2

Средний срок службы, лет, не менее

10

Измеряемая среда со следующими параметрами:

сырая нефть

- избыточное давление измеряемой среды, МПа

от 0 до 4

-температура измеряемой среды, °С

от 0 до + 50

- кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм²/с

от 1,25 до 30,00

- плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенная к стандартным условиям, кг/м³

от 800 до 1170

- объемная доля воды, %,

от 0 до 95

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³

от 300 до 36 000

- массовая доля механических примесей, %

от 0,01 до 0,20

- содержание свободного газа

не допускается

№ ИК

Наименование ИК

Количество ИК (место установки)

Состав ИК

Диапазон измерений (т/ч)

Пределы допускаемой погрешности ИК

Первичный измерительн ый преобразова тель

Вторичная часть

1

2

3

4

5

6

7

1,

2

ИК массового расхода сырой нефти

2 (рабочая ИЛ, контрольно -резервная ИЛ)

Расходомер-счетчик массовый

«OPTIMASS

6400С»

Контроллер измерительновычислительны

й «SUMMIT

8800»

от 5 до 117

±0,25 %¹⁾

(относительная)