Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО "МНКТ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68586-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корвол", г.Альметьевск |
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров нефти сырой при учетно-расчетных операциях между ООО «МНКТ» и ООО «Башнефть-Добыча».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 68586-17 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО "МНКТ" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 977efc06-bdde-4960-bb22-ae7d52502e49 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО "Корвол", г. Альметьевск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
68586-17: Описание типа
2024-68586-17.pdf
|
Скачать | 408.2 КБ | |
|
68586-17: Методика поверки
2024-mp68586-17.pdf
|
Скачать | 716 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров нефти сырой при учетно-расчетных операциях между ООО «МНКТ» и ООО «Башнефть-Добыча».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации, узла подключения передвижной поверочной установки и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модель CMF200) (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее - рег.) № 45115-16;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (далее - ПП), рег. № 52638-13;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм1 (далее - ВП), рег.№ 14557-05;
- преобразователи давления измерительные 3051, рег. № 14061-04;
- термопреобразователи сопротивления платиновые 65, рег. № 22257-01, 22257-05;
- преобразователи измерительные 644, рег. № 14683-00, 14683-04;
- датчики температуры 644, рег. № 39539-08;
- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш, рег. № 26776-08;
- прибор УОСГ, рег. № 16776-11;
- термометры и манометры для местной индикации и контроля температуры и давления.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 (далее - ИВК), рег. № 15066-04;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора на базе программного комплекса «Cropos».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, рег. № 1844-63, 1844-15;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 303-91.
Допускается применение следующих средств измерений, находящихся на хранении/в резерве:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификация CMF), рег. № 4511510;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, рег.№ 14557-10; №14557-15;
- преобразователи давления измерительные 3051, рег. № 14061-10, 14061-15;
- преобразователи измерительные 644, рег. № 14683-09;
- датчики температуры Rosemount 644, рег. № 63889-16;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, рег. № 53211-13;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, рег. № 56381-14;
- прибор УОСГ-100 СКП, рег. № 16776-06;
- счетчик турбинный НПП БОЗНА-М, рег. № 84369-22.
На рис. 1 приведена фотография внешнего вида системы. На рис. 2 приведена фотография маркировочной таблички
Рисунок 1 - Внешний вид системы.
Рисунок 2 - Маркировочная табличка системы.
Заводской номер системы нанесен на маркировочную табличку, закрепленную внутри помещения системы, типографским способом. Формат нанесения заводского номера - цифровой. Нанесение знака поверки на систему не предусмотрено.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) системы разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительно-вычислительных OM-NI-6000 (далее - контроллеров). К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система контроллеров, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ оператора на базе программного комплекса
«Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров системы, прием и обработку управляющих команд оператора, формирование отчетных документов.
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО системы «средний» 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 системы
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
контроллер измерительновычислительный OMNI-6000 (основной) |
контроллер измерительновычислительный OMNI-6000 (резервный) |
АРМ оператора на базе программного комплекса «Cropos» | |
|
Идентификационное наименование ПО |
- |
- |
metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
24.75.01 |
24.75.01 |
1.37 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EBE1 |
EBE1 |
DCB7D88F |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики системы, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 12 до 60 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %: - массы сырой нефти - массы нетто нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории при содержании массовой доли воды до 5 % |
±0,25 ±0,5 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 резервная) |
|
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
|
Плотность сырой нефти при 20 °С, кг/м3, не более |
895 |
|
Плотность пластовой воды, кг/м3, не более |
1200 |
|
Диапазон давления измеряемой среды, МПа |
от 1,4 до 4,0 |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды, мм2/с (сСт), не более |
40 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +5 до +30 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
5,0 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
|
Содержание свободного газа, % |
отсутствует |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3 |
отсутствует |
|
Режим работы системы |
периодический |
|
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц |
380±10; 220±10 50/60 |
|
Потребляемая мощность, ВА, не более |
30000 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, оС - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -50 до +50 до 100 100±5 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
15 |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
10000 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ», заводской № 01 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № RA.RU.313391/13409-23 от 30.11.2023 г.). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2023.47341.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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».
Смотрите также
