kvm

Уважаемые Коллеги, доброго времени суток) Имеем прибор для поверки кислородных манометров ППКМ-600 2011 года выпуска от ЗАО "Эталон метрология" г.Челябинск в одном экземпляре. При ремонте был утерян игольчатый подшипник на валу штока. Нет ли у кого информации о типо-размере данного подшипника. В паспорте нет.

печатный экземпляр есть, в электронном виде

Мы уже подключены и работаем, но в связи с изменением технологии будет повышаться температуре на отгрузке и сейчас решается вопрос необходимо ли ставить охладители. На каком основании нам могут запретит грузить нефть с температурой выше 50 С? по метрологии я пока проблем не вижу.

Какая максимальная температура нефти разрешена при сдаче (через СИКН) в трубопровод? кроме упоминания 30 С в ГОСТ 1510-84, ничего больше не нашёл.

Отдельной инструкции не встречал.. В методике поверки ТПУ есть рекомендации. шар раскачивается на 2-4% больше чем диаметр калиброванного участка. внутри должен отсутствовать газ. при возможности минусовых температур внутрь незамерзающая жидкость. шар должен тонуть в жидкости используемой для поверки. вроде навскидку все основные требования..

Спасибо... Что то я забыл о сличении по лаборатории хмм, нам в своё время эту процедуру убрали, сличали только по резервному плотномеру.. интересно, а имеет право принимающая сторона требовать проведения КХМ плотномера? в принципе мы его можем вообще снять у устанавливать перед проведением поверки плотномера и массомеров.. да и всё таки кто нибудь встречал в живую "Эталонный плотномер", что это за зверь такой?

Т.е. при отсутствии плотномера используется плотность из лаборатории.. тогда ещё вопрос: обязательно ли проведение КМХ плотномера если он установлен на узле учёта и используется только для поверки массовых расходомеров (КМХ массомеров планируется проводить по контрольному массомеру).. И как проводить КМХ плотномера (резервного плотномера нет, эталонного понятное дело тоже, ну и пикномеры заказываюся только при поверке)? кстати кто нибудь использует "Эталонный плотномер"? периодическая поверка плотномера понятное дело проводится...

Вопрос к тем кто эксплуатирует СИКН на массомерах сосгласно "Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти" и МИ 2825 наличие плотномера не обязательно. Откуда берётся плотность нефти для определения объёма в акт приёма-сдачи? и в паспорт качества? если плотномер установлен нужно ли проводить его КМХ?

Вот ещё можно почитать.. массомеры и газ.doc

Есть у буржуев влагомеры тот же Phase Dynamics или KAM OWD, но одно дело обещание производителей, другое реальная эксплуатация, поэтому и хотел услышать. Возможно кто то имеет опыт эксплуатации. И больше интересует опыт работы с расходомерами. с водой думаю разберёмся, можно и пробоотборник с лабораторией, а вот с расходомером ошибиться бы не хотелось. интересует объёмный расходомер (Brodie Meter, роторный) производитель пишет при эксплуатации допускаются твёрдые включения. Ни ужели ни кто не работал с такими?

bugor1956 если можно то подробнее по СИКНС на сырой нефти. На какую погрешность по определению массы нефти аттестовались? и как определяете количество нефти и воды? ну а то, что в РФ определяется масса я в принципе знаю, но я сейчас в Венесуэле, так что нужен всё таки объём.

У буржуев нефть сдают по объёму, так что масса точно не понадобится. kot1967 сбросте ссылку на обсуждение расходомеров, всё таки с массомером довольно много возни, возможно Smit или Brodie Meter мне больше понравятся, требуется минимум обслуживания.

Кто с эксплуатировал расскажите, как в плане надёжности и обслуживании расходомеры - лопастной расходомер (Smit) и объёмный расходомер (Brodie Meter, роторный). Необходимо максимально точно определять объём отгружаемой нефти. Нефть без газа, но с водой - обводнённость около 65%. возможны твёрдые включения. плотность нефти 0.86 - 0.93 при 15 градусах. насосы поршневые. расход 40-80 м3/ч. Необходимо максимально надёжное для данных условий оборудование требующее минимального обслуживания. В туманных перспективах организация отделения воды, для полноценной подготовки, и узел учёта будет сертифицироваться как коммерческий. максимум для замены - влагомер. Пока рассматриваю следующие варианты: 1. массомер, плотномер, влагомер; 2. лопастной расходомер (в частности Smit), влагомер; 3. объёмный расходомер (Brodie Meter, роторный), влагомер. С влагомером пока не определился (походу он будет вносить основную погрешность в измерениях), может кто что подскажет на такую обводнённость? Либо влагомер в расчётах вообще не использовать, до организации нормальной подготовки нефти, а рассчитывать объём нефти по пробе. С первым вариантом массомер, плотномер по надёжности и точности в принципе более менее всё ясно. а вот с расходомерами 2 и 3 я не работал. особенно смущает возможность наличия абразивов.

Добрый день.. Такой вариант на английском.(только для личного пользования) если есть аналог API, то его номер так же пишите, проще искать. ISO 4185.pdf

Добрый день. Да была такая проблема. Проверяется всё достаточно просто. Разбираете голову(там всё просто), добираетесь до двигателя и подаёте на него напряжение. В нашем случае умер двигатель и восстановлению не подлежал, были протёрты дорожки насквозь (движок там интересный я первый раз такую систему видел). При длительной работе вероятность такой поломки достаточно велика, это связано с конструкцией двигателя.

Всем спасибо...

Для проведения тендера необходимо минимум три фирмы, которые оказывают услуги по поверке плотномеров 7835. Поверка на месте эксплуатации - СИКН. Одну знаю - ЦМО. Подскажите пожалуйста ещё парочку.

Anna28 и всё таки уточните, как вы определили погрешность, с чем сравнивали? Я подозреваю, что с резервуарами, но всё таки. (возможно вы их между собой сравниваете?). Судя по тому, что часть откалиброванных счётчиков считает нормально, вероятность неправильной калибровки уменьшается. Если при это та часть НОРДов, которая считает неправильно (как вам кажется), имеет погрешность не в одну сторону, а часть в плюс, часть в минус, то я бы неправильную калибровку исключил. Проливная на которой я работал, в своё время поверяла расходомеры (в том числе естественно и НОРД), для всей Беларуси и не только. Поверялись естественно на воде и за исключением единичных случаев, неправильные показания счётчиков (как казалось заказчикам ) после анализа практически всегда оказывались связаны с технологией, так же возможно перепутаны коэффициенты (могут быть неправильно записаны, как в свидетельстве, так и неправильно занесены во вторичку). Для УПН кроме того что я приводил выше можно ещё поискать перетоки,(не держат задвижки, клапана и т.д.). Внесение поправок на вязкость и т.д. и т.п. для таких погрешностей (оперативные узлы по моему до 1%, а тем более 6-9%) не имеет смысла. На таких узлах обычно даже не учитывают температуру и давление .

Никаких формул пересчёта нет. На месте эксплуатации проверяются только высокоточные ТПР для коммерческого учёта. Откуда вы узнали о погрешности? с чем сравнивали? У нас НОРДы так же поверяют на проливной, это нормально. Погрешность на ТПР может давать газ в нефти (обычно это основная причина если считает в плюс, если в минус то ищите мусор, ветош, парафины, либо её действительно меньше , у нас было время когда при любом падении добычи сразу перепроверяли счётчики.) 6-9% для НОРД пожалуй это многовато, до двух процентов ещё может быть, больше редко. Да, и сколько у вас НОРДов? погрешность на всех одинаковая?

Хм. Вообще Беларусь г. Речица, но в настоящее время Венесуэла г. Эл-Тигре

Вообще то маловато данных для анализа. Проба (как,откуда) Измерение плотности Измерение температуры Измерение давления Какой массомер (их погрешности тоже разные в зависимости от серии) Если по простому то судя по тому что узел учёта на НПЗ не коммерческий(иначе поверка расходомера на месте эксплуатации) , погрешность измерения - не менее 0.5%, плюс погрешность измерения массы на резервуаре - 0.5%, итого как раз и получаем 6т на 600т отгрузки.(можно сказать, что не повезло одна погрешность в плюс другая в минус). А вообще разницу может давать много параметров особенно для различных методов измерения (статический и динамический). Для вас, я согласен с su215 основные поиски - измерение плотности, плюс ошибки при расчёте (приведение объёма продукта в резервуаре к массе полученной по узлу учёта). Ну и уточнить на НПЗ, что там за узел учёта.

Sailer я думал ты собираешь инфу для диплома или курсача, а не для конкретного применения. Для применения я бы думал насчёт поверок и КХМ, мне кажется там можно что то отыскать по экономии и точности и т.д. У буржуев например КХМ расходомеров может проходить раз в 3 месяца и даже реже (до раз в год). В частности возможность использования в качестве прувера(ов) - массомера. Micro Motion сейчас на свою Elite серию обещает ±0,05% (опция с преобразователем 2400S). За счёт этого можно прилично снизить стоимость, а так же время на проведения поверок и КХМ. Честно сказать есть у меня сомнения, что можно получить стабильно 0.05% на массомере (особенно на длительный период и без подстроек), но зато экономический эффект (стоимости нормального прувера и массомера отличаются прилично). А в договор при закупке вбить гарантию на точность. Если такую ситему узаконить и погрешность прувера (массомера) продержиться хотя бы лет пять, то я думаю эффект будет.

Да уж, что то новое по узлам учёта придумать сложновато, если только хорошо забытое старое. Попробуй чё нибудь накопать из мелких улучшений, что то глобальное эт вряд ли. Как пункт могу предложить включить в СИКН линию сброса некондиционной нефти, насколько знаю у нас редко такое используется, не факт конечно, что это улучшение , но при правильном описании можно попробовать это доказать. Смысл линии сброса - ставиться влагомер и две автоматические задвижки либо трёхходовой кран, при превышении воды в отгружаемой нефти более 1%, кран переключает поток нефти обратно в резервуар на подготовку. Ну думаю смысл понятен и результат тоже. Если кто нибудь предложит ещё пару мелких "улучшений", то думаю набрать объём хватит. А насчёт два дня думаю это прикольно. Люди годами думают (притом часто с тем же результатом )

Насчёт мультивязкости СМИТов есть вопросы. У нас два вида отгружаемых нефтей (3-6 сСт и 9-13 сСт) и коэффициенты прилично меняются. При том, что у нас характеристика не от расхода, а Q(расход)/V(вязкость). А сам СМИТ на свои турбины гарантирует метрологические характеристики (погрешность < 0,15) в зависимости от вязкости по следующей формуле. Qmin=(Qmintpr*V)/D Qmin- минимальный расход при котором они гарантируют погрешность меньше 0,15%, при данной вязкости Qmintpr-минимальный расход для данного диаметра (из тех. характеристик)м.куб/час V-вязкость сСт D-диаметр тпр (дюймы) т.е. например для ТПР СМИТ-200(8") и вязкости 25 сСт минимальный расход должен быть 500 м.куб/час

Мы ТПУ поверяем без мерника. Гири->Весы->ТПУ Кстати Nuucha, а что у вас за весы? (фирма, разряд, метод)