Система измерений количества и показателей качества нефти ЗАО "Самара-Нафта"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 04 от 28.03.08 п.07
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 30976
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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.

Развернуть полное описание