72970-18: Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 72970-18
Производитель / заявитель: ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Скачать
72970-18: Описание типа СИ Скачать 74.2 КБ
72970-18: Методика поверки МП 0747-9-2018 Скачать 5.7 MБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрация массы нефти сырой с нарастающим итогом).

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 72970-18
Наименование Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 322
Производитель / Заявитель

ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Зарегистрировано поверок 7
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 7 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

72970-18: Описание типа СИ Скачать 74.2 КБ
72970-18: Методика поверки МП 0747-9-2018 Скачать 5.7 MБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрация массы нефти сырой с нарастающим итогом).

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 расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли растворенного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока контроля параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и система сбора и обработки информации.

Система состоит из двух (одной рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке контроля параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:

- расходомеры массовые Promass 83F (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15201-11;

- влагомеры сырой нефти ВСН-АТ-100 (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 62863-15;

- преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 41560-09;

- термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 49519-12 с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57947-14;

- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57762-14.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 43239-15;

- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;

- термометры биметаллические показывающие, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 46078-11;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.

Программное обеспечение

Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее -ИВК) и автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.

У ровень защиты ПО «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

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный)

АРМ оператора

Идентификационное наименование

ПО

Formula.o

«ОЗНА-Flow»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

6.10

2.0

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

24821СЕ6

64С56178

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода, м3/ч

от 50 до 210

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП, %

- при содержании от 75 % массовой доли воды до 85 % включ. объемной доли воды;

- при содержании объемной доли воды от 85% до 89,85 % включ. (массовой доли воды до 91 %)

±8,5

±19,0

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

нефть сырая

Диапазон измерений расхода, м3/ч

от 50 до 210

Диапазон плотности сырой нефти при 20 °С, кг/м3

от 888,5 до 950,0

Диапазон плотности пластовой воды при 20 °С, кг/м3

от 1005 до 1015

Кинематическая вязкость, сСт, не более

19,5

Диапазон давления, МПа

- рабочее

- минимально допустимое

- максимально допустимое

от 3,4 до 3,8

1,2

4,5

Диапазон температуры сырой нефти, °С

+25 до +60

Диапазон массовой доли воды в сырой нефти, %

от 75 до 91

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,5

Диапазон массовой концентрации хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3

от 42,1 до 47,1

Диапазон содержания растворенного газа, м3/м3

от 0,8 до 3,2

Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3, не более

0,96

Содержания свободного газа, %

не допускается

Режим работы системы

непрерывный

Потребляемая мощность, кВт, не более

10

Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В

- частота переменного тока, Гц

380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное)

50±1

Условия эксплуатации

- температура окружающего воздуха, °С

- относительная влажность, %

- атмосферное давление, кПа

от -55 до +34 до 100 при 25 °C 100±5

Средний срок службы, год, не менее

10

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения

заводской № 322

1

СИКНС на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Руководство по эксплуатации

ОИ

322.00.00.00.000 РЭ

1

Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Методика поверки

МП 0747-9-2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0747-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 08 февраля 2018 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы;

- эталоны 1-го и 2-го разряда по «Государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта №256 от 07.02.2018 г. с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/509-17 от 02.02.2017 г.).

Нормативные документы

Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто товарной нефти (нефти).
72972-18
70085-1010-XXX Датчики частоты вращения
Компания "AI-TEK Instruments, LLC", США
Датчики частоты вращения серии 70085-1010-XXX (далее - датчики) предназначены для измерений частоты вращения вала.
Устройства весоизмерительные автоматические CCK (далее — средство измерений) предназначены для измерений массы.
Системы бесконтактных измерений линейных перемещений Q - 400 (далее системы) предназначены для бесконтактных измерений линейных перемещений.
72975-18
SITRANS LR250, SITRANS LR560 Уровнемеры радарные
Фирма "Siemens AG", Германия; производственная площадка: "Siemens S.A.S", Франция
Уровнемеры радарные SITRANS LR250, SITRANS LR560 предназначены для измерений уровня жидких сред и сыпучих материалов.