Николаевич НВ
-
Число публикаций
81 -
Регистрация
-
Последнее посещение
Тип контента
Профили
Форумы
События
Библиотека
Интернет-журнал
Сообщения опубликованы Николаевич НВ
-
-
Я видел на прицепе ТПУ принадлежащую Транснефть, если не изменяет память с ДАНИЭЛЬ 500(550). Её возили по объектам перепроверяли ТПУ сторонних организаций. А разместить ТПУ 1100 на прицепе будет сложной задачей. Единственный вариант видится сократить длину калиброванного участка за счёт использования изменения направления движения потока посредством четырёхходового крана, многократным переключением, для прохода шара например 4 раза, по калиброванному участку, а полученные импульсы брать за одно измерение.
-
Добрый день.
Вы пишите "Первая часть вопроса состоит в том. почему мы не можем или почему при разработки конструкции трубопоршневой поверочной установки не используем возможность сокращения необходимого объема?"
Отвечу вам из практического опыта, что "сокращение необходимого объёма" это не совсем верный путь. Чего вы хотите добиться сокращением объёма ТПУ? Чем больше количество импульсов мы получим с ТПУ, тем точнее будут измерения. А чтобы получить большое количество импульсов при определенном расходе нужен определенный объем. Например, при поверке ПР по СФРЮ ТПУ 1100, где объём калиброванного участка почти 6м3, мы получим очень большое количество импульсов с ПР, сейчас точно не помню цифры, при поверке по ТПУ С-100, где объём 0,472м3 получим около 6300импульсов. А при поверке ПР по компакт-пруверу БРУКС, с объёмом калиброванного участка 120литров, количество импульсов с ПР будет в разы меньше. При таком малом количестве импульсов измерения могут не пройти по допуску СКО. В своё время приходилось увеличивать количество замеров по компакт-пруверу БРУКС в 10 раз, чтобы получить необходимый результат. Посмотрите МИ 1974-2004, МИ 2974-2006 вам многое станет более понятно.
-
Добрый день.
Руководство пользователя и описание типа ИМЦ-03 во вложении.
-
Попробуйте обратиться к поставщику ТПУ в г.Октябрьский по тел. 7(965) 925 22 00 -
Добрый день.
Есть формуляр и РЭ на аналогичный прувер. Информации по толщине стенки там нет. Она должна быть на шильдике вашего ТПУ.
-
-
Добрый день. У нас такой конкурс проводили в преддверии Дня нефтяников, так как слесаря КИПиА работали на нефтегазодобывающих объектах. Положения о профессиональном конкурсе как такового не было. На предприятии издавался Приказ, начальники цехов и ИТР готовили билеты с теоретическими вопросами и практическими заданиями для участников конкурса. Комиссионно выбирали победителей, торжественно поздравляли их! Победители конкурса 1,2,3 места награждались повышением разряда и денежной премией.
-
2000-2010годы выпуска, в рабочем состоянии. Рег.№ ФИФ 14683-00; 22257-01; 27129-04; 39539-08;
1
Датчик температуры фирмы «Rosemount» 065-644
0065-N-0-1-N-0000-N-0241-A1-V10-QG (Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 065; Pt-100; класс А; 0÷50°С; L=241мм).
644-H-A-I 1-XA-C2-C4-Q4 (Преобразователь измерительный 644 H 4÷20мА; ±0,15°С; Uпит=12…42В).
2
Датчик температуры фирмы «Rosemount» 065-644
0065-N-0-1-N-0000-N-0281-A1-V10-QG (Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 065; Pt-100; класс А; 0÷50°С; L=281мм).
644-H-A-I 1-XA-C2-C4-Q4 (Преобразователь измерительный 644 H, 4÷20мА; ±0,15°С; Uпит=12…42В).
-
2000-2010годы выпуска, в рабочем состоянии. Рег.№ ФИФ 14683-00; 22257-01; 27129-04; 39539-08;
1
Датчик температуры фирмы «Rosemount» 065-644
0065-N-0-1-N-0000-N-0241-A1-V10-QG (Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 065; Pt-100; класс А; 0÷50°С; L=241мм).
644-H-A-I 1-XA-C2-C4-Q4 (Преобразователь измерительный 644 H 4÷20мА; ±0,15°С; Uпит=12…42В).
2
Датчик температуры фирмы «Rosemount» 065-644
0065-N-0-1-N-0000-N-0281-A1-V10-QG (Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 065; Pt-100; класс А; 0÷50°С; L=281мм).
644-H-A-I 1-XA-C2-C4-Q4 (Преобразователь измерительный 644 H, 4÷20мА; ±0,15°С; Uпит=12…42В).
-
Во вложении описание типа на биметаллические термометры. Может быть у вас именно такие, может нет, в любом случае этот документ поможет вам понять что термометры необходимо поверять и ПУЭ здесь не причём.
-
Интересная тема здесь обсуждалась - измерения многофазными расходомерами. Может у кого то есть новости по этой теме?
-
У нас в свидетельстве о поверке СИ входящего в состав СИКН указано.
Средство измерений Преобразователь расхода жидкости турбинный ... модель ...№ в г.р., в составе СИКН №..., № в г.р......
заводской номер ....
в составе СИКН №...
и т.д.
-
Спасибо за возможность быть в курсе событий не выезжая на конференцию.
-
Спасибо WadRud и viktoriya102 за предоставленную официальную информацию по данному вопросу!
-
В свидетельствах поверки СИ теперь не нужно прописывать эту абракадабру - выданный нам буквенно цифровой номер эталона??? А мы только привыкли к этому :-)
-
-
-
Вышло ПП 1355 от 21.10.2019г
-
У вас же договорные отношения с подрядчиком? Составьте Техническое задание, включите туда все ваши требования и пожелания. При заключении договора пропишите эти требования в приложениях/спецификациях и т.д.
-
На такие случаи у нас например есть Техническое задание выдаваемое перед заключением договора подрядчику.
-
А Стандарты компании не дают ответ на ваш вопрос? Ведь именно пытаясь соблюсти эти стандарты вы задались целью калибровать каналы, а не на основании нормативных документов обязательных к выполнению повсеместно в РФ.
-
Установили у себя на учет дизтоплива ППО-25. При попадании мелких частиц (ржавчина, окалина, мусор...) счетчик начинает тормозить, шестеренки не "желают" пропускать через себя этот мусор. Нужны хорошие фильтра. У нас их два, но видимо недостаточно.
-
В 10.07.2019 в 20:34, evveg сказал:
Добра!
В каком ГОСТ сказано, что рабочее давление должно находиться в 2/3 шкалы ?
Разные ситуации:
1. у меня котёл, на нем написано максимальное рабочее давление 0,6 МПа. Соответственно мне нужен манометр до 1,0 МПа?
2. у меня котёл, на нем написано максимальное рабочее давление 0,6 МПа, но сам котёл работает на 2,0 МПа, в таком случае мне всё равно нужно закупать манометр до 1,0 МПа, или ГОСТ даёт возможность использоваться к примеру манометр до 3,0 МПа?Спасибо!
И вам добра желаем evveg!
Вы наверное указали максимально возможное давление котла 1,0 МПа и 2,0 МПа из его паспортных характеристик? А по факту рабочее давление у вас 0,6 МПа? Если это так, то вам нужен манометр с максимальной шкалой 1,5 МПа, тогда ваше рабочее давление 0,6 МПа будет во второй трети шкалы вашего манометра.
-
ГОСТ Р 8.1016-2022. Вопросы по выполнению требований стандарта.
в Законодательная метрология
Опубликовано
Здравствуйте, коллеги форумчане!
Прошу прояснить возникшие вопросы по выполнению требований ГОСТ Р 8.1016-2022. Национальный стандарт Российской Федерации. ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ДОБЫВАЕМЫХ ИЗ НЕДР НЕФТИ И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА.
Эксплуатируем небольшое нефтяное месторождение в Западной Сибири. На кустах установлены замерные установки АГЗУ "Спутник" 1990-1999 гг. выпуска. В АГЗУ Спутник из средств измерений используем только счётчик жидкости ТОР1-50 с погрешностью измерения объёма 1,0% . Добытая нефтесодержащая жидкость (можно сказать сильно обводненная) и попутный нефтяной газ, поступают на ДНС, где происходит разделение на нефть, газ, воду, а затем коммерческая сдача нефти на СИКН, утвержденного типа, находящегося в ФИФ. Попутный нефтяной газ через коммерческий узел сдаём на ГПЗ. На коммерческие узлы СИКН, СИКГ есть утвержденные методики измерений, замечаний к СИКН, СИКГ нет. Есть вопросы к учёту нефти и газа со скважин на кусту.
Собственно сам вопрос: Должно ли предприятие в обязательном порядке заменить старые, но действующие и исправные АГЗУ "Спутник" на новые современные трёхфазные измерительные установки (ИУ), либо СИКНС, либо МФР, согласно глав 5,6,7 ГОСТ Р 8.1016-2022. Или этот ГОСТ действует только для вновь вводимых(построенных) скважин? Или по другому спрошу. Как избежать необоснованных многомиллионных затрат, на перепроектирование кустовых площадок, приобретение дорогих трёхфазных ИУ, строительство, при эксплуатации нерентабельного месторождения с обводнёнными малодебитными нефтяными скважинами?