Модернизация системы автоматизации измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления "Туймазынефть"
1.2 Основные метрологические показатели функционирования СИКН
В СИКН используются средства измерения (СИ), типы которых утверждены, или прошли метрологическую аттестацию и допущены к применению в установленном порядке.
Пределы допускаемой относительной погрешности во всём диапазоне измерений массы нефти для СИКН (согласно ГОСТ Р 8.595 - 2004) соответствуют следующим значениям:
- для массы брутто нефти, %, не более 0,25;
- для массы нетто нефти, %, не более 0,35;
- объёма, %, не более 0,15.
Все СИ, входящие в состав СИКН проходят поверку в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.
Для обеспечения этих значений погрешности СИ, входящие в состав СИКН, должны иметь следующие характеристики:
- предел относительной погрешности преобразователей объемного расхода в рабочем диапазоне расходов и вязкости должен быть не более 0,15%;
- предел допускаемой основной абсолютной погрешности датчика плотности должен быть не более 0,3 кг/м3;
- предел допускаемой абсолютной погрешности влагомера должен быть не более 0,1% объёмной доли воды;
- предел допускаемой относительной погрешности вискозиметра должен быть не более 1,0%;
- предел допускаемой абсолютной погрешности измерителей температуры должен быть не более 0,2 0С;
- предел допускаемой относительной погрешности преобразователей давления должен быть не более 0,5%.
Все СИ, входящие в состав СИКН, проходят периодическую поверку не реже 1-го раза в год в соответствии с методиками поверки.
Турбинные преобразователи расхода (ТПР) поверяются по ТПУ на месте эксплуатации не реже 1 раза в год в соответствии с методикой.
В качестве стационарной ТПУ используется ТПУ 2-го разряда.
Стационарная ТПУ поверяется 1 раз в 2 года по передвижной ТПУ 1-го разряда.