40000-08: Система измерений количества и показателей качества нефти в вертикальных стальных резервуарах терминала "Уса" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти в вертикальных стальных резервуарах терминала "Уса" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 40000-08
Производитель / заявитель: ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", г.Усинск
Скачать
40000-08: Описание типа СИ Скачать 188.7 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти в вертикальных стальных резервуарах терминала "Уса" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Для измерений массы и показателей качества нефти в стальных цилиндрических вертикальных резервуарах и применяется для управления резервуарным парком при учетных операциях, осуществляемых между ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" и ОАО "Северные МН".

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 40000-08
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти в вертикальных стальных резервуарах терминала "Уса" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
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 34568
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола 14д2 от 25.12.08 п.30
Производитель / Заявитель

ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", г.Усинск

 Россия 

169711, Республика Коми, ул.Нефтяников, 34, тел. (82144) 556-50, факс 459-86

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 2301-0054-2008
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 5 лет
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

40000-08: Описание типа СИ Скачать 188.7 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти в вертикальных стальных резервуарах (далее - СИКН РВС) терминала «Уса» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», зав. № 15900, предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в стальных цилиндрических вертикальных резервуарах и применяется для управления резервуарным парком при учетных операциях, осуществляемых между ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ОАО «Северные МН».

Описание

Принцип действия СИКН РВС основан на использовании косвенного метода статических измерений массы нефти по результатам прямых измерений объёма и плотности нефти. Объём нефти измеряют в вертикальных стальных резервуарах по градуировочным таблицам с помощью измерительно-управляющей системы для коммерческого учета и управления резервуарными парками TRL/2.

Плотность нефти определяют с помощью ареометров в химико-аналитической лаборатории (далее - ХАЛ) по объединённой пробе из пробоотборников. Полученные значения объёма и плотности нефти приводят к стандартным условиям и/или к условиям измерения объёма.

Массу нетто нефти рассчитывают как разность массы нефти и массы балласта. Массу балласта рассчитывают как общую массу воды, солей и механических примесей в нефти, определяемых в ХАЛ по результатам анализов пробы нефти, отобранной из резервуара.

Технические характеристики

Диапазон измерений объёма нефти, м3...........................................от 900 до 10000

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерениях объёма, %.........................................................................± 0,2

Диапазон измерений массы нефти, т..................................................от 750 до 870

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерениях массы брутто, %

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерениях массы нетто, %

Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа...................................от 0 до 1,0

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерениях избыточного давления, %

Диапазон измерений уровня нефти, мм.............................................от 1500 до 16500

Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерениях уровня, мм

Диапазон измерений температуры нефти, °C..............................................от 0 до 65

Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерениях температуры, °C

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3.........................................от 600 до 1100

Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерениях плотности, кг/м3

Количество резервуаров, шт

Электрическое питание от сети переменного тока: напряжение, В.................................................................... 220/380 (—15+10) %

частота, Гц...................................................................................от 49 до 51

Потребляемая мощность, кВА

Рабочая среда ................................................нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002

температура, °C..........................................................................от ±30 до + 60

плотность при 20°С, кг/м3...................................  от 830 до 870

массовая доля воды, %.........................................................................от 0 до 1

массовая доля механических примесей, %...................................................до 0,05

концентрация хлористых солей, мг/дм3.......................................................до 900

давление насыщенных паров, кПа.....................................................не более 66,7

Условия эксплуатации:

- диапазон температуры, °C.......................................................от минус 40 до +60

- диапазон относительной влажности, %..................................................от 30 до 80

Вероятность безотказной работы за 2000 часов................................................0,95

Средний срок службы, лет.............................................................................10

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносят на титульный лист Руководства по эксплуатации и на маркировочную табличку, закрепленную на корпусе передней панели системы измеритель-но-управляющей для коммерческого учета и управления резервуарными парками.

Комплектность

Комплектность СИКН РВС приведена в таблице.

Таблица

№ п/п

Наименование

Фирма-изготовитель

№ Гос.реестра

К-во

1

Резервуар РВС-10000

ОАО "Уралтранс-нефтепродукт", г.Уфа Россия

-

6

2

Система измерительно-управляющая для коммерческого учета и управления резервуарными парками TRL/2

"SAAB Rosemount Tank Control", Швеция

13938-04

1

2.1

Радарный уровнемер RTG 3930

6

2.2

Термопреобразователь сопротивления 100П

6

2.3

Модуль сбора данных DAU 2100.

1

2.4

Модуль сбора данных с ЖК дисплеем

1

2.5

Преобразователь избыточного давления «Rosemount» 3051

12

2.6

Станция оператора

1

2.7

Модем полевой шины FBM 2171

1

2.8

Комплект герметичных переносных пробоотборников «HERMetric Sampler GT»

1

3

Руководство по эксплуатации

-

-

1

4

Методика поверки МП 2301-00542008

-

-

1

Поверка

Поверка СИКН РВС проводится в соответствии с методикой поверки МП 2301-00542008 «Система измерений количества и показателей качества нефти терминала «Уса» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», зав. № 15900. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 17.09.2008 г.

Основные средства поверки: преобразователь массового и объемного расхода жидкости эталонный Micro Motion с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,15 %, рулетка измерительная металлическая Р30Н2К 2-го класса по ГОСТ 7502, ареометры стеклянные с ценой деления 0,5 кг/м3, 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 - 5 лет.

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.470-82 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема жидкости».

2. ГОСТ 2060-90 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений длины в диапазоне 1*10'6... 50 м и длин волн в диапазоне 0,2 ... 50 мкм».

3. ГОСТ 8.024-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности».

4. ГОСТ 8.017-79 «ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений избыточного давления до 250 МПа».

5. ГОСТ 8.558-93 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры».

6. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

7. Техническая документация ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» г.Усинск.

Заключение

Тип системы измерений количества и показателей качества нефти в вертикальных стальных резервуарах терминала «Уса» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», зав. № 15900 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
40001-08
К1871-АД Комплексы измерительные
ООО "Вибратор-Электроникс-Сервис", г.С.-Петербург
Для измерения и контроля параметров технологических процессов в реальном масштабе времени (давления, уровня, расхода, температуры), выработки сигналов управления и регулирования, выполнения функций сигнализации и противоаварийной защиты, а также для...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения объема или массы нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо) с вязкостью 0,55...40 мм2/с (0,55...40 сСт) и автомобильных масел с вязкостью 6...300 мм2/с при выдаче его в топливные баки транспортных средств и тару потребителей с...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения скорости потока воды в точке погружения, глубины погружения и температуры воды в реках и открытых каналах. Применяются в области гидрометеорологии.
Default ALL-Pribors Device Photo
40004-08
NAVIOR-24 Приемники навигационные
ЗАО "КБ Навис", г.Москва
Спецраздел. Для измерений в реальном масштабе времени в автономном или кодовом дифференциальном режиме (формат дифференциальных поправок соответствует рекомендациям стандарта RTCM SC-104 v. 2.2) текущих координат и скорости объекта установки, а также...
Default ALL-Pribors Device Photo
Спецраздел. Для формирования секундной метки времени с ее оцифровкой по сигналам спутниковых навигационных систем (СНС) ГЛОНАСС и GPS и применяются для синхронизации шкал времени базовых станций связи и систем безопасности на объектах в сфере обороны...