Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" Нет данных

Описание

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 74211-19 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 641/2017. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "ИМС Индастриз", г.Видное.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 1 год
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Номер в госреестре
74211-19
НаименованиеСистема измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "ИМС Индастриз", г.Видное
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 641/2017
НазначениеСистема измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее по тексту– система) предназначена для измерений массы нефти сырой в автоматическом режиме.
ОписаниеПринцип 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 измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и система сбора и обработки информации. Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода 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 – рег.) № 15201-11; – влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-100-01 (далее по тексту – ВП), рег. № 24604-12; – преобразователи вторичные серии T мод. T32.1S, рег. № 50958-12; – термопреобразователи сопротивления TR, рег. № 55776-13; – преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200, рег. № 37667-13; – расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14. В систему сбора и обработки информации системы входят: – комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), рег. № 43239-15; – автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора. В состав системы входят показывающие средства измерений: – термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-11, 46078-16; – манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф, рег. № 34911-11.
Программное обеспечениеСистема имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном (ИВК) «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») и автоматизированном рабочем месте оператора «Rate АРМ оператора узла учета нефти (УУН)», сведения о которых приведены в таблице 1. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОRate АРМ оператора УУНFormula.0
Номер версии (идентификационный номер ПО)2.4.1.16.10
Цифровой идентификатор ПОF0737B4F24821CE6
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/ч от 33,9 до 301,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %: – при определении массовой доли воды в сырой нефти по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-2-50-100-01; %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 до 20,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20,0 до 50,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50,0 до 70,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,0 до 85,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85,0 до 89,85 % вкл. (до 91 % массовой доли воды); – при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0,1 до 5,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 5,0 до 10,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 до 20,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20,0 до 50,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50,0 до 70,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,0 до 85,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85,0 до 89,85 % вкл. (до 91 % массовой доли воды)±1,3 ±2,0 ±4,3 ±12,9 ±19,4 ±0,5 ±0,9 ±1,0 ±3,8 ±8,8 ±21,7 ±39,4
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Измеряемая среданефть сырая
Давление измеряемой среды (рабочее), МПа от 3,4 до 3,8
Давление измеряемой среды (расчетное), МПа4,9
Суммарные потери давления на системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик 0,1 0,4
Диапазон температуры измеряемой среды, °Сот +25 до +60
Диапазон плотности сырой нефти при 20 оС, кг/м3от 888,5 до 950,0
Диапазон плотности сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3от 847 до 1005
Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3от 875 до 895
Диапазон плотности пластовой воды при 20 оС, кг/м3от 1005 до 1015
Массовая доля воды в сырой нефти, не более, %91
Диапазон кинематической вязкости, сСтот 19,5 до 32,0
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более66,7 (500)
Массовая доля механических примесей, %, не более0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более54
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более2,6
Диапазон плотности выделившегося из сырой нефти растворенного газа при стандартных условиях, кг/м3от 1,0 до 1,5
Содержание свободного газа не допускается
Режим работы системынепрерывный
Параметры электрического питания: – напряжение, В – частота, Гц380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1
Условия эксплуатации: - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С - помещение блока технологического - помещении операторной - атмосферное давление, кПаот +5 до +45 от +18 до +25 от 84,0 до 106,7
Срок службы, лет, не менее10
КомплектностьТаблица 4 – Комплектность средства измерений Наименование Обозначение Количество Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» заводской № 641/2017 1 шт. Инструкция по эксплуатации 0810.00.00.000 ИЭ 1 экз. Методика поверки МП 0847-9-2018 1 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 0847-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторожденияООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 03.12.2018 г. Основные средства поверки: – средства поверки в соответствии с методикой поверки системы; – эталоны 1-го и 2-го разряда в соответствии с Приказом Росстандарта от 07.02.2018 г.№ 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» 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 поверительного клейма или наклейки.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» 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»
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз») ИНН 7736545870 Адрес местонахождения: 142703, Московская область, Ленинский район, г. Видное, улица Донбасская, дом 2, строение 10, комната 611 Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47а Телефон: (495) 221-10-50 Факс: (495) 221-10-51 Web-сайт: www.imsholding.ru
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А Телефон: (843) 272-70-62 Факс: (843) 272-00-32 Е-mail: office@vniir.org Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.