Сведения о средстве измерений: 67347-17 Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова

Номер по Госреестру СИ: 67347-17
67347-17 Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 158886
ID в реестре СИ - 381286
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки

Модификации СИ

Нет модификации,

Производитель

Изготовитель - ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Уфа
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Томск - город в России, административный центр одноименных области и района, расположенный на востоке Западной Сибири на берегах реки Томь. Старейший крупный образовательный, научный и инновационный центр Сибири, насчитывающий 9 университетов, 15 научно-исследовательских институтов, особую экономическую зону технико-внедренческого типа и 6 бизнес-инкубаторов.

В городе проживает 556 478 человек, в городском округе Томск - 577 253 человека. Томск, его город-спутник Северск и пригороды образуют Томскую городскую агломерацию с населением около 786 тысяч человек.

В Томске в сфере строительства, промышленности и энергетики, в добывающих отраслях действуют более 300 инновационных предприятий, из которых 200 относятся к категории инновационно активных, более 200 компаний занимаются IT-бизнесом (Элекард, компания MC-Trade, Rubius", "Студия Т", "Синтез интеллектуальных систем", "UserStory", "Zoom", ООО "Сибирские информационные системы", ООО "ИТ-Томск", ТомскСофт, ООО "Томская электронная школа", Novintech, Interweb Laboratory , ООО "Битворкс", UNIGINE Corp. и др.) Их доля в валовом региональном продукте превышает 13,5%. Ежегодный прирост стартапов и малых предприятий составляет 10-15%. Их развитие обусловлено созданием в городе научно-образовательных комплексов на базе университетов. Также в городе находится штаб-квартира KDV Group, компания входит в рейтинг 200 крупнейших частных компаний России Forbes 2016.

Финансовый рынок Томска представлен федеральными банками, среди которых Сбербанк с 42 отделениями, ВТБ с 6 отделениями, Газпромбанк с 5 отделениями и др. В городе зарегистрирован один региональный банк "Томскпромстройбанк" с основным филиалом по адресу: Томск, проспект Фрунзе, 90 и более 100 представительств банков в других регионах. В промышленности Оренбурга ведущие места принадлежат газодобывающей и газоперерабатывающей промышленности, машиностроению и металлообработке. Также развиты предприятия химической, пищевой и легкой промышленности. Оренбург является крупным железнодорожным узлом, где пересекаются линии на Самару, Орск, Уральск, Актобе и Уфу.

Отчет "Анализ рынка поверки в Томске" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Томск.

При проведении исследований были введены следующие ограничения:

  • в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
  • топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
  • топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).

Содержание отчета:

  • Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
  • Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
  • Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
  • Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
  • Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
  • Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
  • Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
  • Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
  • Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
  • Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
  • Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.

Стоимость 3 000 руб.

Статистика

Кол-во поверок - 7
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 4
Кол-во средств измерений - 2
Кол-во владельцев - 3
Усредненный год выпуска СИ - 2017
МПИ по поверкам - 364 дн.

Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова (Нет данных)

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг"

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
51927-12
30.11.2017
Установки трубопоршневые, Сапфир НГИ
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
1 год
56508-14

Система измерений количества и показателей качества дизельного топлива Косыревской нефтебазы ЗАО "Липецк-Терминал М", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
1 год
57659-14

Система измерений количества и показателей качества нефти площадки УПН "Баяндыская", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
1 год
58281-14

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа газопровод ДНС Узунского месторождения - точка врезки в газопровод ДНС Малочерногорская - точка врезки в газопровод ДНС Лор-Еган-БГПЗ ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
2 года
60101-15

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГЗУ "Осенцы" ООО "ЛУКОЙЛ-ПНГП", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
60795-15

Система измерений количества и показателей качества нефти установки подготовки нефти "Восточно-Ламбейшорская", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
1 год
61279-15

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа блоком узлов оперативного учета газа для компрессорной станции с установкой осушки газа на Харьягинском месторождении ООО "ЛУКОЙЛ-КОМИ", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
3 года
62016-15

Система измерений количества и параметров нефти сырой на западном участке Нивагальского нефтяного месторождения в районе подстанции 35/6 "Куст-938", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
1 год
62019-15

Система измерений количества и показателей качества нефти ППСН "ЯРЕГА", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
1 год
62196-15

Система измерений количества и показателей качества нефти № 219 НГДУ "ДЖАЛИЛЬНЕФТЬ", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
1 год
62494-15

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-7 Нивагальского месторождения, Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
1 год
63089-16

Установки трубопоршневые, Сапфир НГИ-300
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
1 год - для передвижных; 2 года - для стационарных
63566-16

Установка поверочная трубопоршневая, Сапфир НГИ-1100
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
65210-16

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа с южного направления ГЗУ "Пермь" на ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
67347-17

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова, Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
1 год
67691-17

Установка трубопоршневая, ТПУ Сапфир НГИ-500
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
67692-17

Установка трубопоршневая, ТПУ Сапфир НГИ-300
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
67971-17

Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения, Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
1 год
68435-17

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС "Требса" ООО "Башнефть-Полюс",
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
68803-17

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на "ПСН-1" Восточно-Рогозинского месторождения нефти, Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
69483-17

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) по объекту "Модернизация СИКНС ОАО "Удмуртнефть", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
69484-17

Система измерений количества и параметров нефти сырой УПН "Ельниковка", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
69489-17

Система измерений количества и параметров нефти сырой КСП "Кез", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
72681-18

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО "РНГ", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
1 год
72801-18
17.10.2024
Установки измерительные групповые автоматизированные, АГЗУ-НГИ
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
4 года
73030-18

Система измерений количества и показателей качества нефти на терминале "Харьяга" АО "ННК-Печоранефть", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
1 год
74000-19

Установка трубопоршневая, ТПУ Сапфир НГИ-300
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
76435-19

Система измерений количества нефти АО "Ангарская нефтехимическая компания", Нет данных
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
76865-19

Установка трубопоршневая, ТПУ Сапфир-М НГИ-300
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года
77726-20

Установка трубопоршневая, ТПУ "Сапфир НГИ"-500
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг" (РОССИЯ г.Уфа)
ОТ
МП
2 года

Простой и наглядный отчет, дающий представление о специализации организации-поверителя и ее измерительных возможностях. Отчет строится по данным о поверках, переданных в ФГИС АРШИН за период начиная с 2010 года и состоит из таблицы с функцией поиска и сортировки по любой из колонок и круговой диаграммы, визуализирующей данные, представленные в таблице.

Для старта работы с отчетом достаточно указать интересующий для анализа временной интервал (от 2010 до н.в.) и выбрать организацию-поверителя из выпадающего списка.

Таблица может вклчать до нескольких десятков тысяч строк (для больших ЦСМ).

Таблица включает данные о наименовании и типе СИ (с ссылкой на гос. реестр) по которым проводились поверки, количество выполненных поверок и наименование предприятия-изготовителя средства измерений.

В таблице по каждой из организаций за выбранный временной интервал представлена следующая информация:

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова (Нет данных)

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические
ФБУ "ПЕРМСКИЙ ЦСМ"
(RA.RU.311363)
РСТ
  • Нет модификации
  • 4 0 3 0 2 0 2
    ФБУ «Архангельский ЦСМ»
    (RA.RU.311492)
    РСТ
  • 1 0 0 0 0 0 0
    ФГУП "ВНИИР"
    (74)
  • 1 0 0 0 0 0 0
    ФБУ "ЦСМ ИМ. А.М. МУРАТШИНА В РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН"
    (RA.RU.311406)
    РСТ
  • Нет модификации
  • 1 1 0 1 0 1 0 1

    Стоимость поверки Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова (Нет данных)

    Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость
    ФБУ Пермский ЦСМ
    Пермский край
    29518 29518

    Программное обеспечение

    Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

    Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

    Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

    ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.

    Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «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

    Программный комплекс НГИ Flow

    Контроллер измерительный FloBoss S600+

    Идентификационное наименование ПО

    NGI_FLOW.dll

    KMH.dll

    KMH_PP.dll

    LinuxBinary.app

    Номер версии (идентификационный номер) ПО

    0.0.1.1

    1.0

    1.0.0.0

    06.21

    Цифровой идентификатор ПО

    92B3B72D

    43E3B2A1

    EF30947D

    6051


    Знак утверждения типа

    Знак утверждения типа

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


    Сведения о методиках измерений

    Сведения о методиках (методах) измерений

    ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/9909-16 от 16.09.2016).


    Нормативные и технические документы

    Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова

    ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

    Поверка

    Поверка

    осуществляется по документу МП 0482-9-2016 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26 января 2017 г.

    Основные средства поверки:

    - поверочные установки и эталоны по ГОСТ 8.510-2002 с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру. При определении их метрологических характеристик соотношение основных погрешностей по проверяемому параметру поверяемого расходомера не должно превышать 1:3.

    - средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.

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

    Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.


    Изготовитель


    Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «Нефтегазинжиниринг» (ООО «НПП «Нефтегазинжиниринг»)
    ИНН 0278093583
    Адрес: 450027, РФ, РБ, г. Уфа, ул. Индустриальное шоссе, 55
    Тел. +7(347) 295-92-46, 246-16-38; E-mail: nig@ngi-ufa.ru

    Испытательный центр


    Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
    Адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
    Тел.: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32; E-mail: office@vniir.org

    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 измерительновычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовых долей свободного и растворенного газов, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного в сырой нефти. 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 измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации 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 контрольно-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:

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

    • - преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (далее - ПП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 52638-13;

    • - влагомер нефти поточный УДВН-1пм3Т (далее - ВП), тип зарегистрирован

    в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-15;

    • - влагомер нефти поточный УДВН-1пм2Т (далее - ВП), тип зарегистрирован

    в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-15;

    • - датчики давления Метран-150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 32854-13;

    • - термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-11 с преобразователями измерительными Rosemount 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 56381-14;

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

    • - прибор УОСГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 16776-11.

    В систему обработки информации системы входят :

    - контроллер измерительный FloBoss S600+, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57563-14;

    - автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.

    В состав системы входят показывающие средства измерений:

    - манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 34911-11;

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


    Таблица 4 -

    Наименование

    Обозначение

    Количество

    Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова

    заводской № 393

    1

    Система измерений количества и параметров сырой нефти (СИКНС).Обустройство нефтяного месторождения им. А. Титова. Площадка ДНС с УПСВ, площадка обп. Первая очередь. Руководство по эксплуатации

    393.00.00.00.000

    РЭ

    1

    Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова. Методика поверки

    МП 0482-9-2016

    1


    Таблица 2 - Метрологические характеристики системы

    Наименование характеристики

    Значение

    характеристики

    Диапазон измерений расхода нефти сырой, т/ч

    От 20 до 378

    Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, %

    - при отсутствии свободного газа в сырой нефти

    ±0,25

    - при содержании свободного газа в сырой нефти от 0 до 1% включ.

    ±2,5

    - при содержании свободного газа в сырой нефти от св. 1 до 5%

    ±10,0

    Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при отсутствии свободного газа, %

    - при определении объемной доли воды с применением ВП

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%

    ±0,35

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%

    ±0,4

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7%

    ±0,7

    (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%) - при определении массовой доли воды в сырой нефти по ГОСТ 2477

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%

    ±0,65

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%

    ±0,7

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7%

    ±1,0

    (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%)

    Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при содержании свободного газа в сырой нефти от 0% до 1%, %

    - при определении объемной доли воды с применением ВП

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%

    ±2,8

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%

    ±2,8

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7%

    ±2,8

    (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%) - при определении массовой доли воды в сырой нефти по ГОСТ 2477

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%

    ± 2,8

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%

    ± 2,8

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7%

    ± 2,9

    (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%)

    Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при содержании свободного газа в сырой нефти от 1% до 5%, %

    - при определении объемной доли воды с применением ВП

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%

    ±11,0

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%

    ±11,0

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7%

    ±11,0

    (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%) - при определении массовой доли воды в сырой нефти по ГОСТ 2477

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%

    ± 1,0

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%

    ±11,0

    - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7%

    ±11,0

    (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%)

    Таблица 3 - Основные технические характеристики системы

    Наименование характеристики

    Значение

    характеристики

    Измеряемая среда

    Нефть сырая

    Количество измерительных линий, шт.

    2 (1 рабочая,

    1 контрольно-резервная)

    Характеристики измеряемой среды: диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

    - при 20°С

    от 836 до 932

    - при 15°С

    от 839 до 935

    плотность пластовой воды, кг/м3, не более

    1122

    диапазон давления, МПа

    От 0,4 до 0,8

    диапазон кинематической вязкости при 20°С, сСт

    От 4,3 до 8,5

    диапазон температуры, °С

    От +15 до +70

    массовая доля воды, %, не более

    20,0

    массовая доля механических примесей, %, не более

    0,05

    массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

    10000

    содержание свободного газа, %, не более

    5

    содержание растворенного газа, м3/т, не более

    0,033

    плотность газа при стандартных условиях, кг/м3

    1,359

    Режим работы системы

    Непрерывный

    Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В

    380±10/ 220±10

    - частота переменного тока, Гц

    50/60

    Потребляемая мощность, В • А, не более

    30 000

    Условия эксплуатации

    - температура окружающего воздуха, °С

    от -53 до +34

    - относительная влажность, %

    до 100 при 25 °C

    - атмосферное давление, кПа

    100±5

    Средняя наработка на отказ, ч, не менее

    10000


    Настройки внешнего вида
    Цветовая схема

    Ширина

    Левая панель