Система измерений количества и показателей качества нефти терминала "Ардалин"
Номер в ГРСИ РФ: | 37945-08 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
37945-08: Описание типа СИ | Скачать | 289.6 КБ |
Для измерений массы и показателей качества перекачиваемой через нее нефти и применяется при учетных операциях, осуществляемых между ООО "ЛУКОЙЛ-СЕВЕР" и ООО "Компания Полярное сияние".
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 37945-08 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти терминала "Ардалин" |
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 | 01.06.2013 |
Номер сертификата | 31786 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 07 от 29.05.08 п.131 |
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 2301-0052-2008 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 9 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 9 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
37945-08: Описание типа СИ | Скачать | 289.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти (далее - СИКН) терминала «Ардалин», зав. № 156, принадлежащая ООО ЛУКОЙЛ-СЕВЕР», предназначена для измерений массы и показателей качества перекачиваемой через неё нефти и применяется при учетных операциях, осуществляемых между ООО «ЛУКОЙЛ-СЕВЕР» и ООО «Компания Полярное сияние».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти 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. По результатам измерений объёмной доли воды, массовых долей хлористых солей и механических примесей, измеренных в химико-аналитической лаборатории (далее - ХАЛ) по объединённой пробе, рассчитывают массу балласта нефти. Массу нетто нефти рассчитывают как разность массы нефти и массы балласта.
СИКН представляет собой измерительную систему с измерительными каналами массы, давления, температуры и объёмной доли воды в нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
Конструктивно СИКН выполнена в блочно-модульном исполнении и включает в себя следующие функциональные блоки:
- блок фильтров - БФ;
- блок измерительных линий - БИЛ;
- блок контроля качества - БКК;
- устройство обработки информации - УОИ;
БФ предназначен для защиты оборудования от механических примесей и снабжен устройством для контроля перепада давления.
БИЛ предназначен для непрерывных измерений массы и массового расхода нефти, проходящей по измерительным линиям (далее - ИЛ). Он включает три измерительных линии, из которых две рабочих и одна - контрольная. На входе БИЛ и на каждой ИЛ установлены приборы местного контроля давления и температуры.
БКК предназначен для циклического (раз в сутки, из партии) автоматического отбора проб нефти. Предусмотрен ручной отбор проб. Контейнеры с отобранной пробой нефти поступают в ХАЛ для анализов: определения плотности и содержания хлористых солей и механических примесей в нефти. Кроме того в БКК входят автоматический поточный преобразователь плотности (далее - ПП) и ПВ, а так же предусмотрено место для подключения напорных пикнометров и установки для определения содержания свободного газа УОСГ-100М.
УОИ предназначено для автоматического и ручного ввода информации, преобразования с помощью программного обеспечения «Форвад» и вывода её на автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора. УОИ построено на базе измерительновычислительного комплекса «ИМЦ-03» (далее - ИВ К), персонального компьютера и вторичных преобразователей массового расхода, температуры, давления, источника бесперебойного питания, снабженного искробезопсными барьерами и модулями молниезащиты.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматические измерения массы нефти прямым методом динамических измерений в рабочих условиях;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- автоматизированную поверку ПР по стационарной поверочной установке «Сапфир М-300-0,4» и ПП;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов и актов.
По пожароопасности СИКН относится к категории Б, а по взрывоопасности - к категории В-1г согласно ВНПТ-3 и СНиП2.09.002.
Технические характеристики
Диапазон измерительного канала массы (массового расхода), т/ч.................от 13,6 до 272,2
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массы нефти, %............................................................± 0,25
Доверительная относительная погрешность результата измерений массы нетто нефти при доверительной вероятности 0,95, %
Диапазон измерительного канала давления, МПа: - избыточного давления.......................................................................от 0 до 6,3
- разности давления.............................................................................от 0 до 0,2
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерительного канала давления, %
Диапазон измерительного канала температуры, °C.....................................от 25 до 50
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала температуры, °C
Диапазон измерительного канала плотности, кг/м3.................................от 700 до 1100
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала плотности, кг/м3
Диапазон измерительного канала объемной доли воды, %........................................от 0 до 2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала объемной доли воды, %......................................................................................± 0,05
Диапазон измерительного канала объемного расхода, м3/ч...........................от 0 до 400
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала объемного расхода, %...............................................................................................±1,5
Условия эксплуатации:
- диапазон температуры, °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, °C.....................................................................от 25 до 50
Диапазон плотности, кг/м3...................................................................от 850 до 905
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносят на титульный лист Руководства по эксплуатации СИКН и на маркировочную табличку, закрепленную на корпусе передней панели пульта управления УОИ.
Комплектность
Комплектность СИКН терминала «Ардалин», зав. № 156 приведена в таблице.
Таблица
№ п/п |
Наименование |
Фирма-изготовитель |
№ Гос-реестра |
К-во |
1 |
Сетчатый фильтр |
«Smith Meter» |
- |
1 |
2 |
Измерительно-вычислительный комплекс «ИМЦ-03» |
«ИМС Индастриз», г. Москва, Россия |
19240-05 |
1 |
3. Измерительный канал массы нефти | ||||
3.1 |
Счетчик-расходомер массовый "Micro Motion" модели сенсора CMF 300 с измерительным преобразователем модели 2700 |
“Micro-Motion”, США |
13425-06 |
3 |
4. Измерительный канал давления | ||||
4.1 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG |
«Fisher Rosemount», Германия |
14061-04 |
3 |
4.2 |
Датчик разности давлений Метран-100 |
ООО «Фирма «Мет-ран», г. Челябинск, Россия |
22235-01 |
1 |
4.3 |
Манометр для точных измерений МТИ-1246-10,0 МПа-0,6 по ТУ |
ЗАО «Манометр», Москва, Россия |
1844-63 |
1 |
25.05.1481 | ||||
5. Измерительный канал температуры | ||||
5.1 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 |
«Emerson Prcessed Menegment AG», Гер-мания |
22257-05 |
1 |
5.2 |
Преобразователь измерительный модели 644Н |
14683-04 | ||
5.3 |
Термометр стеклянный ртутный лабораторный, тип ТЛ-4 № 2 по ТУ25-2021.003 |
ОАО «Термоприбор», г. Клин, Россия |
303-91 |
2 |
6. Измерительный канал плотности | ||||
6.1 |
Поточный преобразователь плотности измерительный модели 7835 В А |
«Solartron Electronic Group Limited», Великобритания |
15644-2006 |
1 |
7. Измерительный канал объемной доли воды | ||||
7.1 |
5.1 Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
ООО «НТП Годсэнд-Сервис», г. Фрязино Московской обл., Россия |
14557-05 |
1 |
8. Измерительный канал объемного расхода | ||||
8.1 |
Счетчик нефти турбинный Daniel CRA 1505-1А с индикатором расхода жидкости MRT 97 Daniel |
Daniel Measurement and Control, Inc.", США, Мексика |
34951-07 |
1 |
9 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
10 |
Методика поверки МП 2301-0052-2008 |
- |
- |
1 |
Поверка
Поверка СИКН проводится в соответствии с методикой поверки МП 2301-0052-2008 «Система измерений количества и показателей качества нефти терминала «Ардалин». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 17.04.2008 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 НПВ 6100 г, образцовый грузопоршневой манометр 1-го разряда МП 6, электронный термостат АТН-ЕХх-20, образцовый датчик температуры 2-го разряда с диапазоном измерений от 0 до 100 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,05 °C.
Межповерочный интервал - один год.
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.142-75 «ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная 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 терминала «Ардалин», зав. № 156 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен при выпуске и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.