74317-19: Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 74317-19
Производитель / заявитель: ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Скачать
74317-19: Описание типа СИ Скачать 74.9 КБ
74317-19: Методика поверки МП 0838-9-2018 Скачать 3.4 MБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги (далее по тексту- система) предназначена для измерений количества и параметров нефти сырой в автоматическом режиме, выходящей с установки подготовки нефти (УПН) месторождения Монги и направляемый в промысловый нефтепровод на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) Даги для дальнейшей подготовки.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 74317-19
Наименование Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 345
Производитель / Заявитель

ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

74317-19: Описание типа СИ Скачать 74.9 КБ
74317-19: Методика поверки МП 0838-9-2018 Скачать 3.4 MБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги (далее по тексту- система) предназначена для измерений количества и параметров нефти сырой в автоматическом режиме, выходящей с установки подготовки нефти (УПН) месторождения Монги и направляемый в промысловый нефтепровод на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) Даги для дальнейшей подготовки.

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, 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, спроектированной для конкретного объекта. 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 контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода сырой нефти в блоке измерений параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:

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

- влагомер нефти микроволновый МВН-1.3 (далее далее по тексту - ВП), Госреестр № 63973-16;

- влагомер сырой нефти ВСН-2-50-03 (далее далее по тексту - ВП), Госреестр № 24604-12;

- датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;

- датчики температуры Rosemount 3144Р, Госреестр № 63889-16;

- преобразователи измерительные Rosemount 3144Р, Госреестр № 56381-14;

- счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08.

В систему обработки информации системы входят:

- контроллеры измерительные FloBoss S600+, Госреестр № 64224-16;

- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры МП показывающие и сигнализирующие, Госреестр № 59554-14;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.

Программное обеспечение

Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллере измерительном FloBoss S600+, (далее по тексту - ИВК) и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

Контроллеры измерительные FloBoss S600+

АРМ оператора

Идентификационное наименование ПО

LinuxBinary.app

OZNA-Flow v.2.0

Номер версии (идентификационный номер) ПО

06.25

2.0

Цифровой идентификатор ПО

0x1990

64С56178

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/ч

от 45 до 75

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

±0,25

массы сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %

-при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды

с применением влагомера нефти микроволнового МВН-1.3:

- при содержании объемной доли воды от 0 до 5 % включ.

±0,35;

- при содержании объемной доли воды св. 5 до 10 % включ.

±0,4;

с применением влагомера сырой нефти ВСН-2-50-03:

- при содержании объемной доли воды св. 10 до 20 % включ.

±1,4;

- при содержании объемной доли воды св. 20 до 50 % включ.

±2,2;

- при содержании объемной доли воды св. 50 до 70 % включ.

±4,5;

- при содержании объемной доли воды св. 70 до 85 % включ.

±13,4;

- при содержании объемной доли воды св. 85 до 88,17 %

±17,0

включ. (массовой доли воды до 90 % включ.)

- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477 или по аттестованной методике определения массовой доли воды в испытательной лаборатории:

- при содержании объемной доли воды от 0 до 1 % включ.

±0,31;

- при содержании объемной доли воды св. 1 до 2 % включ.

±0,34;

- при содержании объемной доли воды св. 2 до 3 % включ.

±0,40;

- при содержании объемной доли воды св. 3 до 4 % включ.

±0,48;

- при содержании объемной доли воды св. 4 до 5 % включ.

±0,56;

- при содержании объемной доли воды св. 5 до 10 % включ.

±0,6;

- при содержании объемной доли воды св. 10 до 20 % включ.

±1,2;

- при содержании объемной доли воды св. 20 до 50 % включ.

±4,6;

- при содержании объемной доли воды св. 50 до 70 % включ.

±10,6;

- при содержании объемной доли воды св. 70 до 85 % включ.

±25,8;

- при содержании объемной доли воды св. 85 до 88,17 %

±34,0

включ. (массовой доли воды до 90 % включ.)

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть сырая

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

от 840 до 905

Диапазон плотности сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3

от 819,05 до 914,41

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

от 1000 до 1015

Диапазон вязкости при 20 °С, сСт

от 6,0 до 20,0

Диапазон давления, МПа

от 0,9 до 2,4

Диапазон температуры сырой нефти, °С

+5 до +50

Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более

90,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,03

Массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3, не более

800

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в режиме измерений

- в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ)

0,2

0,4

Содержания растворенного газа, м3/м3, не более

1,0

Диапазон плотности газа при стандартных условиях, кг/м3

от 0,75 до 0,80

Содержания свободного газа, %

отсутствует

Режим работы системы

непрерывный

Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц

380/220±22

50±1

Потребляемая мощность, кВт, не более

10

Условия эксплуатации:

- температура воздуха, °С

- относительная влажность, %

- атмосферное давление, кПа

от -43 до +40 от 30 до 100 от 96 до 104

Срок службы, лет, 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 месторождения Монги

заводской № 345

1

Руководство по эксплуатации

ОИ 345.00.00.00.000 РЭ

1

Методика поверки

МП 0838-9-2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0838-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 12.11.2018 г.

Основные средства поверки:

- эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1% в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 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»;

- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.

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

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/15809-17 от 07.11.2017).

Нормативные документы

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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».

Смотрите также

Системы информационно-измерительные «ИИС РАН-Монитор» (далее - системы или системы «ИИС РАН-Монитор») предназначены для измерений количества тепловой энергии воды в открытых и закрытых системах теплоснабжения, количества электрической энергии, количе...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объектах филиала №4 «Восточный» ПАО «МОЭК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электро...
74320-19
Базовые комплексы времени и частоты
ЗАО "Время-Ч", г.Нижний Новгород
Базовые комплексы времени и частоты (далее - БКВЧ) предназначены для хранения единиц времени и частоты, а также функционирования в составе эталонных комплексов времени и частоты.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Энермет» (Потребитель АО «ЧМЗ») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БийскэнергоТеплоТранзит» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и переда...