Система измерений количества и показателей качества нефти ЗАО "Самара-Нафта"
Номер в ГРСИ РФ: | 37247-08 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
37247-08: Описание типа СИ | Скачать | 249.3 КБ |
Для измерений массы и показателей качества перекачиваемой через нее нефти и применяется для подготовки и сдачи нефти в магистральные нефтепроводы Самарской области.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 37247-08 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти ЗАО "Самара-Нафта" |
Технические условия на выпуск | тех.документация ООО |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2008 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМ |
Адрес центра | 198005, г.С.-Петербург, Московский пр., 19 |
Руководитель центра | Ханов Николай Иванович |
Телефон | (8*812) 251-76-01 |
Факс | 113-01-14 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 30976 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 04 от 28.03.08 п.07 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Россия
117312, ул.Вавилова, Д.47А, тел. (495) 221-10-50 факс 221-10-51, E-mail: ims@imsholding.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 2301-0034-2007 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 40 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 40 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
37247-08: Описание типа СИ | Скачать | 249.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти (далее - СИКН) ЗАО «Самара - Нафта», зав. № 618, принадлежащая ЗАО «Самара - Нафта», предназначена для измерений массы и показателей качества перекачиваемой через неё нефти и применяется для подготовки и сдачи нефти в магистральные нефтепроводы Самарской области.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью преобразователей массового расхода, плотности, вязкости, температуры и давления. Выходные сигналы измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы системы обработки информации (далее - СОИ), которая преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в ней алгоритму. Для вычисления массы нетто нефти с клавиатуры персонального компьютера в СОИ вводят информацию о параметрах качества нефти, получаемую из химикоаналитической лаборатории (далее - ХАЛ).
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и нгладка СИКН осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКН входят две независимые измерительные линии (далее - ИЛ), одна рабочая и одна контрольно-резервная линии. В состав СИКН входят так же показывающие средства измерений (далее - СИ), блок измерений показателей качества нефти (БИК), узел трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), СОИ и автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора с программным обеспечением «Форвард», источники бесперебойного питания, снабженные искробезопасными барьерами и модулями молниезащи-ты. Каждая измерительная линия состоит из измерительных каналов массового расхода и массы, плотности, вязкости, температуры, давления нефти, объемной доли воды и массовой доли серы и нефти. В состав измерительных линий входят средства измерений, указанные в таблице 1.
Таблица 1
Средство измерений |
Фирма-изготовитель |
Метрологические характеристики |
Регистрационный № |
Измерительный канал массового расхода и массы | |||
Счетчик-расходо-мер массовый "Micro Motion" модели сенсора CMF 400 с измерительным преобразователем модели 2700 |
“Micro-Motion”, США |
Диапазон измерений массового расхода, т/ч: от 0 до 545,5; пределы допускаемой относительной погрешности, %: ±0,25 |
13425-06 |
Измерительновычислительный комплекс «ИМЦ-03» |
ЗАО «ИМС Инжиниринг», г. Москва, Россия |
Пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических •сигналов в значение коэффициента преобразования МР, %: ± 0,04 и в значение массы брутто нефти, %: ± 0,05 |
19240-05 |
Измерительный канал плотности | |||
Поточный преобразователь плотности измерительный модели 7835 ВА |
«Solartron Electronic Group Limited», Великобритания |
Диапазон измерений, кг/м3: от .700 до 1100; пределы допускаемой абсолютной погрешности, кг/м3: ± 0,30 |
13800-94 |
3. Измерительный канал давления | |||
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG |
"Fisher Rosemount", США |
Диапазон измерений, МПа: от Д до 4,0; пределы допускаемой приведенной погрешности, %: ±0,25 |
14061-04 |
Измерительный.канал разности давлений | |||
Датчик разности давлений Метран — 100 — Вн-ДЦ |
ООО «Фирма «Метран», г. Челябинск |
Выход аналоговый, мА : 4-20; пределы допускаемой погрешности, %: ±1,0 |
22235-01 |
Измерительное каналы температуры | |||
Т ермопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 |
"Emerson РМТ", Германия |
Диапазон, °C: от 0 до 50; пределы допускаемой абсолютной погрешности, °C: ± 0,2 |
22257-05 |
Преобразователь измерительный модели 644Н |
14683-04 | ||
Измерительный канал вязкости | |||
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 |
“Mobrey Measurement”, Великобритания |
Диапазон измерений динамической вязкости, мПа-c: от 0 до 100; пределы допускаемой приведенной погрешности, % ± 1,0 |
15642-06 |
Измерительный канал объемной доли воды | |||
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
ООО «НТП Год-сэнд-Сервис», г. Фрязино Московской обл., Россия |
Диапазон измерений объемной доли воды, %: от 0 до 2; пределы допускаемой основной абсолютной погрешности, %: ±0,05 |
14557-05 |
Характеристики СИКН по категории и группы взрывоопасной смеси, установленные в соответствии с НПБ 105-95, ПУЭ и ГОСТ 12.1.011-78, приведены в таблице 2.
Таблица 2
Наименование установки |
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности |
Класс взрывоопасных и пожароопасных зон |
Категория и группа взрывоопасных смесей |
Краткая характеристика среды |
СИКН ЗАО «Самара - Нафта» |
Ан |
В-1 г |
ПА-ТЗ |
Нефть товарная |
Технические характеристики
Диапазон измерительного канала массового расхода, т/ч.............................от 71 до 255
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов массового расхода и массы нефти, %.............................± 0,25
Доверительная относительная погрешность результата измерений
массы нетто нефти при доверительной вероятности 0,95, %................................± 0,35
Диапазон измерительного канала плотности, кг/м3..................................от 805 до 880
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерительного канала плотности, %..................................................................................± 0,03
Диапазон измерительного канала давления, МПа.....................................от 0,7 до 3,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала давления, %......................................................................................± 0,2
Диапазон измерительного канала температуры, °C.....................................от 25 до 50
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала температуры, °C............................................................±0,2
Условия эксплуатации: - диапазон рабочих температур, °C......................................................от -40 до +50
Электрическое питание от сети переменного тока: - напряжение, В.................................................................... 220/380 (-15+10) %
- частота, Гц...................................................................................от 49 до 51
потребляемая мощность, кВА
Вероятность безотказной работы за 2000 часов
Средний срок службы, лет
Рабочая среда ................................................нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002
Диапазон давления, МПа.....................................................................от 0,7 до 3,5
Диапазон температуры нефти, °C...........................................................от 25 до 50
Диапазон плотности нефти, кг/м3........................................................от 805 до 880
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации СИКН и на переднюю панель пульта управления СОИ в блок-боксе.
Комплектность
В комплект поставки входят:
- единичный экземпляр СИКН в составе согласно Руководству по эксплуатации;
- руководство по эксплуатации СИКН;
- методика поверки СИКН МП 2301-0034-2007 «Система измерений количества и показателей качества нефти ЗАО «Самара - Нафта». Методика поверки».
Поверка
Поверка СИКН проводится в соответствии с методикой поверки МП 2301-0034-2007 «Система измерений количества и показателей качества нефти ЗАО «Самара - Нафта». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 05.12.2007 г.
Основные средства поверки: Установка поверочная трубопоршневая (или компакт-прувер) «Сапфир М-300-0,4» с пределами относительной погрешности ± 0,09 %, Комплект эталонных напорных пикнометров 1-го разряда с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,01 %, весы лабораторные специального класса точности по ГОСТ 24104 с НПВ6100 г.
Межповерочный интервал - 1 год.
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.142-75 «ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная повероч
ная схема для средств измерений массового расхода жидкости в диапазоне от 1. Г3 до 2.103 кг/с».
2. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
3. Техническая документация ООО «ИМС Индастриз», Москва.
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти ЗАО «Самара -Нафта», зав. № 618, принадлежащей ЗАО «Самара - Нафта», утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.