Определение массы нефти и нефтепродуктов в резервуарах (Технологическая инструкция ООО «РН-Комсомольский НПЗ»), страница 3. Замер нефти в резервуарах


РМГ 86-2009 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения, РМГ от 18 июня 2009 года №86-2009

РМГ 86-2009

Группа Т86.2

МКС 17.020

Дата введения 2010-01-01

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-97 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, обновления и отмены"Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП ВНИИР)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 36 от 26 января 2009 г.)За принятие проголосовали:

Краткое наименование страныпо МК (ИСО 3166) 004-97

Код страныпо МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Азербайджан

AZ

Азстандарт

Армения

AM

Минторгэкономразвития

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Грузия

GE

Грузстандарт

Казахстан

KZ

Госстандарт Республики Казахстан

Кыргызстан

KG

Кыргызстандарт

Молдова

MD

Молдова-Стандарт

Российская Федерация

RU

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии

Таджикистан

TJ

Таджикстандарт

Узбекистан

UZ

Узстандарт

Украина

UA

Госпотребстандарт Украины

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 июня 2009 г. N 195-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 86-2009 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2010 г.

5 Настоящие рекомендации разработаны на основе рекомендации по метрологии Российской Федерации МИ 2951-2005 "Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта"

6 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕИнформация о введении в действие (прекращении действия) настоящих рекомендаций публикуется в информационном указателе "Национальные стандарты".Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений - в информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра или отмены настоящих рекомендаций соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе "Национальные стандарты"

1 Область применения

1.1 Настоящие рекомендации распространяются на вертикальные стальные цилиндрические резервуары типов РВС, РВСП, РВСПК и на железобетонные резервуары цилиндрической и прямоугольной формы типов ЖБР, ЖБРП, ЖБРПК (далее - резервуары) номинальной вместимостью до 50000 м.

1.2 Рекомендации устанавливают методику выполнения измерений массы товарной нефти (далее - нефть) в резервуарах при проведении учетных операций в системе магистрального нефтепроводного транспорта ОАО "АК "Транснефть", включая прием нефти от грузоотправителей и сдачу ее грузополучателям.

2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверкиГОСТ 12.1.005-88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоныГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасностиГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания водыГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора пробГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотностиГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесейГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условияГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солейПримечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по информационному указателю "Национальные стандарты", составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

3.1 В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями [1].

3.1.2 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.

3.1.3 масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

3.1.4 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.

3.1.5 учетная операция: Операция, проводимая поставщиком и потребителем (или сдающей и принимающей сторонами) с целью определения массы нефти для последующих расчетов, а также при инвентаризации и арбитраже.

3.1.6 методика выполнения измерений массы продукта: Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью).Примечание - В 3.1.6-3.1.10 термин "продукт" следует понимать как нефть.

3.1.7 косвенный метод статических измерений массы продукта: Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости).

3.1.8 мера вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).

3.1.9 базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

3.1.10 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.2 В настоящих рекомендациях использованы следующие сокращения:РВС - резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей;РВСП - резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном;РВСПК - резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей;ЖБР - резервуары железобетонные цилиндрические;ЖБРП - железобетонные резервуары прямоугольные;ЖБРПК - железобетонные резервуары с плавающей крышей.

4 Характеристики погрешности измерений, выполняемых по методике измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, выполняемой по методике, изложенной в настоящих рекомендациях, составляют:- при массе брутто нефти не более 120 тонн:±0,65% - при измерениях массы брутто нефти;±0,75% - при измерениях массы нетто нефти;- при массе брутто нефти свыше 120 тонн:±0,50% - при измерениях массы брутто нефти;±0,60% - при измерениях массы нетто нефти.

5 Метод измерений

5.1 Рекомендации предусматривают применение косвенного метода статических измерений.

5.2 Массу брутто нефти в резервуаре вычисляют как произведение объема нефти и ее плотности, результат измерений которой приведен к условиям измерения объема, или объема и плотности нефти, результаты измерений которых приведены к стандартным условиям.

5.3 Массу брутто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто нефти в резервуаре на момент до проведения операции сдачи (приема) нефти и после ее окончания.

5.4 Массу нетто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто сданной (принятой) нефти и массы балласта.

5.5 Массу балласта вычисляют по значениям показателей качества нефти, характеризующих содержание в нефти воды, хлористых солей и механических примесей. Указанные показатели определяют в испытательной (аналитической) лаборатории по результатам испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из заполненного резервуара.

6 Средства измерений и вспомогательные устройства

6.1 Вертикальный резервуар как мера вместимости, поверенный и имеющий утвержденную градуировочную таблицу. Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости:- для стальных резервуаров - по ГОСТ 8.570;- для железобетонных резервуаров - по [2].

6.2 Система измерений количества нефти в резервуарных (товарных) парках (далее - система измерений количества нефти), имеющая в своем составе следующие измерительные каналы:

6.2.1 Канал измерений уровня нефти на основе стационарного уровнемера с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм.

6.2.2 Канал измерений уровня подтоварной воды с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм.

6.2.3 Канал измерений температуры нефти на основе многоточечной системы преобразователей температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.

6.2.4 Блок (система) обработки информации с функциями приведения результатов измерений плотности к условиям измерений объема и (или) приведения результатов измерений объема и плотности к стандартным условиям. Пределы допускаемой относительной погрешности выполняемых вычислительных операций не более ±0,05%.

6.3 Рулетка измерительная с грузом по ГОСТ 7502 3-го класса точности для измерений расстояния от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти.

6.4 Стационарный или переносной пробоотборник по ГОСТ 2517.

6.5 Средства измерений и технические средства, применяемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения объемной доли воды в нефти по ГОСТ 2477, концентрации хлористых солей в нефти по ГОСТ 21534, массовой доли механических примесей в нефти по ГОСТ 6370 или лабораторные анализаторы (в том числе экспресс-анализаторы), обеспечивающие выполнение установленных требований к точности измерений.

6.6 Средства измерений плотности нефти, предусмотренные действующей на ПСП методикой выполнения измерений плотности нефти в резервуарах, с пределами допускаемой погрешности измерений не более ±0,5 кг/м.

6.7 При отсутствии системы измерений количества нефти или отсутствии в составе системы отдельных измерительных каналов (компонентов) применяют автономные средства измерений.

6.7.1 Для измерений уровня нефти - измерительную рулетку с грузом по ГОСТ 7502 3-го класса точности номинальной длиной 10 или 20 м или переносной электронный измеритель уровня с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ±3 мм.

6.7.2 Для измерений температуры нефти - стеклянный термометр с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С или преобразователь температуры, входящий в состав переносного электронного измерителя уровня, с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.

6.8 Допускается применение других средств измерений аналогичного назначения, метрологические характеристики которых не уступают приведенным в 6.2-6.7.

6.9 Средства измерений, применяемые при выполнении измерений, должны быть сертифицированы (аттестованы, внесены в государственный реестр) в стране применения и признаны странами - участниками приемосдаточных операций.

6.10 Применяемые средства измерений должны иметь действительные свидетельства о поверке, оформленные в соответствии с требованиями соответствующих методик поверки, и (или) поверительные клейма.

7 Требования к квалификации операторов

К выполнению измерений допускаются лица, отвечающие следующим требованиям:- прошедшие обучение, инструктаж на рабочем месте и стажировку по специальности, получившие квалификацию товарного оператора не ниже четвертого разряда и имеющие допуск к самостоятельной работе;- изучившие настоящие рекомендации, эксплуатационную документацию на резервуар (паспорт, технологическую карту) и применяемые средства измерений.

8 Требования безопасности

8.1 Резервуары (резервуарные парки), входящие в состав нефтеперекачивающих станций и перевалочных нефтебаз, относятся к опасным производственным объектам.

8.2 При выполнении измерений массы нефти в резервуарах возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:- образование взрывоопасной среды.Смесь паров нефти с воздухом по степени взрывоопасности относится к категории IIА, группе ТЗ ("Правила устройства электроустановок").- загазованность воздуха рабочей зоны.По степени воздействия на организм человека (токсичности) нефть, в зависимости от содержания в ней сероводорода, относится к 3-му классу опасности вредного вещества ("умеренно опасное") или 2-му классу опасности ("высокоопасное") по ГОСТ 12.1.007.

8.3 Для обеспечения взрывобезопасности при выполнении измерений применяемые средства измерений и вспомогательные устройства, относящиеся к категории электрооборудования, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям к взрывобезопасности.Переносные средства измерений и технические средства должны быть изготовлены из материалов, исключающих возможность образования искр при контакте с конструктивными элементами резервуаров и их оборудования.

8.4 На территории резервуарных парков по графику, утвержденному руководителем структурного подразделения, в установленных точках следует проводить контроль соответствия воздуха рабочей зоны санитарно-гигиеническим требованиям ГОСТ 12.1.007. Контроль проводят аттестованные работники с помощью переносных газоанализаторов.Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно достигать уровня предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.

8.5 В качестве переносных светильников следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно выполняться вне территории обвалования.

8.6 К выполнению измерений массы нефти в резервуарах допускают лиц не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний к работе на опасных производственных объектах, отвечающих установленным квалификационным требованиям, прошедших обучение и проверку знаний норм и правил безопасности труда.

8.7 Допущенные к выполнению измерений операторы должны знать схемы коммуникаций резервуарного парка (резервуара), требования технологических карт эксплуатации резервуаров и уметь в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы и технологические карты эксплуатации резервуаров должны находиться на рабочих местах операторов.

8.8 Операторы должны иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей. Ручные измерения уровня нефти и отбор проб, сопряженные с контактом с нефтью, выполняют в резиновых перчатках.

8.9 При открытии измерительных ("замерных") люков, ручном отборе проб и измерениях уровня нефти оператор должен находиться с наветренной стороны (стоять спиной к ветру), а если это невозможно в силу конструктивных особенностей размещения измерительного люка - стоять боком к ветру. Работы следует проводить в присутствии наблюдающего (дублера).Операторам запрещается:- находиться на крыше (площадках) резервуара, проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную во время грозы;- находиться во время закачки и откачки нефти из резервуара на плавающей крыше.

8.10 В экстремальных условиях (туман, обледенение и др.) отбор проб, измерения уровня ручным способом на высоте допускается проводить при применении дополнительных мер безопасности (дополнительного освещения, песка для устранения скольжения и других необходимых мер), которые предусматриваются в инструкции по охране труда для операторов при работе в резервуарном парке.

8.11 Для безопасной доставки проб нефти с резервуара в лабораторию их следует переносить в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо.

8.12 Для операторов, выполняющих измерения в соответствии с настоящими рекомендациями, начальником подразделения должна быть разработана инструкция по охране труда, которую утверждает руководитель структурного подразделения. Рекомендации должны быть доведены до исполнителей под роспись.

9 Условия измерений

9.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

9.1.1 Отношение максимального () и минимального () уровня нефти наполненного и опорожненного резервуара удовлетворяет следующим требованиям:1,6 - при пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ±0,1%;2,1 - при пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ±0,2%;

9.1.2 Нефть по степени подготовки должна соответствовать требованиям [1].

9.2 В случае невыполнения указанных условий оператор должен сообщить о нарушениях начальнику ПСП.

10 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений:- обеспечивают отстой нефти после заполнения резервуара продолжительностью не менее двух часов;- проверяют:исправность, готовность к работе системы (средств) измерений и технических средств, чистоту сосуда для пробы;целостность пломб и клейм.

11 Выполнение измерений

11.1 Выполнение измерений в резервуаре, не оснащенном системой измерений количества нефти

11.1.1 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре

11.1.1.1 Уровень нефти измеряют уровнемерами, измерительными рулетками с грузом по ГОСТ 7502 или электронными рулетками.Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.

11.1.1.2 Измерения уровня нефти измерительной рулеткойЛенту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.Полученный результат сравнивают с известным (паспортным) значением базовой высоты, нанесенной на резервуаре.Если базовая высота () отличается от полученного результата не более чем на 0,1% , то измерение уровня нефти рулеткой осуществляют в следующей последовательности:Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью.Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

11.1.1.3 Если базовая высота () отличается от полученного результата более чем на 0,1% , выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее в кратчайшие сроки. Базовую высоту резервуара измеряют не менее чем один раз в год.На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.

11.1.1.4 Определение уровня нефти по высоте пустоты резервуара с помощью измерительной рулеткиОпускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения груза в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью (нижний отсчет).Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортного значения базовой высоты резервуара.При определении уровня жидкости в резервуарах с плавающей крышей по "высоте пустоты" резервуара учитывают поправку , зависящую от разноса точек отсчета базовой высоты резервуара и уровня нефти, а также от конструктивных особенностей днища резервуара. Поправку рассчитывают по формуле

, (1)

где - уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на крыше резервуара; - уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на верхней площадке направляющей колонны.

11.1.1.5 Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткойИзмерения уровня подтоварной воды в резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности:Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.Водочувствительную пасту наносят тонким слоем 0,2-0,3 мм на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.Рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2-3 мин, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.Измерения уровня подтоварной воды в резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

docs.cntd.ru

Замер нефтепродуктов в резервуарах | Vengo-trade.ru

Для замера нефтепродуктах в резервуарах вертикального исполнения используются ручные рулетки или стационарные уровнемеры. Наиболее широким спросом пользуются поплавковые уровнемеры типа УДУ, на сегодняшний день – «Струна».

Для замера нефтепродуктов в резервуарах вертикального и горизонтального исполнения используются уровнемеры типа «Струна», метроштоки и рулетки.

Замер уровня в танках наливных судов и железнодорожных цистернах осуществляется метроштоками.

Цена деления метроштоков и замерной ленты равна 1 мм. Шкальные деления на рулетке начинаются с 300 мм. К концу прибора посредством специального штифта крепится лот – металлический цилиндр, имеющий длину 300 мм и служащий в качестве груза для натяжения ленты рулетки. Лот оснащен специальными отверстиями с деревянными пробками, к которым с помощью кнопок прикрепляется водочувствительная лента, предназначенная для замера уровня подтоварной воды.

Для определения показателей плотности различных нефтепродуктов (бензин, дизель и т.д.) используют разные переносные и стационарные плотнемеры. Для замера уровня плотности в трубопроводах используют плотнемеры типа «Сигма». В случае применения ручного способа плотность определяют посредством ареометров (стеклянных нефтеденсиметров) или гидростатических весов.

Для определения показателей объема нефтепродуктов используют разные виды счетчиков и расходомеров с интегрирующими приставками. 

Наиболее широким спросом пользуются:
  • расходомеры скоростного типа НОРД (Россия), «Турбоквант» (Венгрия), используемые на нефтебазах в процессе приема и отпуска нефтепродуктов в ж/д цистерны, наливные суда и на магистральные трубопроводы.
  • счетчики объемного типа, используемые в топливозаправочных колонках, а также в системах налива АСН-5Н;

Для вычисления показателей массы нефтепродуктов, в процессе их отпуска потребителю, широко используются весы. Они являются наиболее предпочтительным способом количественного учета топливных продуктов, так как с минимальной погрешностью, без предварительного определения плотности и объема, определяют количество нефтепродуктов в массе, и исключают возможность погрешности в процессе измерения уровня и плотности.

Для измерения массы нефтепродуктов в процессе отпуска в мелкую тару используются специальные весы, обладающие пределом измерения до 500 кг. В процессе отпуска нефтепродуктов в автоцистерны используются автомобильные весы, обладающие пределом измерения до 50 т. 

Все средства измерения, осуществляющие замер нефтепродуктов в резервуарах, должны регулярно проходить государственную проверку, в строгом соответствии с требованиями ГОСТ 8.002-86.

Категорически запрещается использовать измерительные приборы, которые не прошли поверку или имеют просроченные результаты поверки, а также измерительные инструменты с затертыми клеймами и снятыми пломбами. При данных условиях инструменты и приборы считаются неисправными и, соответственно, непригодными к эксплуатации. За использование неисправных измерительных приборов виновные несут ответственность в соответствующем порядке, установленном законом.

Многолетнее сотрудничество с мировыми лидерами в производстве оборудования, предназначенного для замера нефтепродуктов в резервуарах, позволяет компании «Vengo» реализовывать оперативные поставки качественной, высокотехнологичной продукции, предоставляя своим клиентам не только максимально доступные цены, но также и 100% гарантии качества.

vengo-trade.ru

Определение массы нефти и нефтепродуктов в резервуарах (Технологическая инструкция ООО «РН-Комсомольский НПЗ»), страница 3

«ВМ-100»: устройство измерения уровня, основанное на принципе -T.D.R. (измерение коэффициента отражения методом наблюдения за формой отраженного сигнала) принцип для измерений уровня в промышленности. Маломощный электромагнитный импульс направляется по проводнику (сенсору) к поверхности жидкости в резервуаре(емкости). Импульс отражается от поверхности жидкости обратно к прибору. Время, необходимое для прохождения импульса от прибора к поверхности жидкости и обратно, даёт возможность электронике определить точный уровень в сосуде.

 В случаях отказа оборудования уровнемеров и невозможности его оперативного ремонта или замены, в безопасное для технологического процесса время, уровень наполнения, по письменному распоряжению начальника цеха, заместителя начальника цеха, начальника (мастера) участка измеряется с помощью рулетки соответствующей  ГОСТу 7502-98.

Измерительная рулетка один раз в год должна проходить государственную поверку. После прохождения государственной поверки выдается свидетельство и ставится клеймо на лоте.

Измерительная рулетка должна тщательно предохраняться от искрения, путем заземления ее металлическим, не дающим искр тросиком с неокрашенной частью резервуара с помощью болтового соединения или струбцины (по принципу заземления пробоотборника).

Во время замера ленту измерительной рулетки с лотом медленно опускают в замерной люк резервуара, не допуская отклонения лота от вертикального положения. Поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на ленте рулетки.

Отсчет на ленте рулетки производят до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком. Определив уровень продукта, по градуировочным (калибровочным) таблицам резервуаров  находят объем продукта.

Объем нефти и нефтепродукта в резервуарах определяют с помощью градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения.

3.2.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ  НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В                          РЕЗЕРВУАРЕ.

Для определения температуры нефтепродукта в резервуаре,  необходимо иметь термометр с ценой деления 10С и интервалом температур от -20°С до +100°С по ГОСТ 400-80(Изм.№1-5). Термометр проходит государственную поверку 1 раз в 4 года . После поверки, на индивидуальный номер термометра выдается свидетельство о прохождении государственной поверки.

Опущенный в нефтепродукт термометр выдерживается 5 минут, после чего снимаются показания.

3.3.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА НАХОДЯЩЕГОСЯ В РЕЗЕРВУАРЕ ПРИ  200 С

Для того, чтобы установить вес нефтепродукта в резервуаре, необходимо кроме объема знать плотность продукта

Плотность определяется как масса единицы объема жидкости при определенной температуре. В нефтепереработке нормальной считают плотность нефтепродукта при 20° С, отнесенную к плотности воды при 4° С -называют относительной. Поскольку плотность воды при 4°С равна 1,000 г/см3 относительная плотность совпадает с абсолютной.

Плотность нефтепродукта при 200С определяется в заводской лаборатории.

Отбор проб нефти и нефтепродуктов для определения плотности производят в соответствии с ГОСТ 2517-85(Изм.№1) пробоотборщиками заводской лаборатории цеха № 5 в присутствии оператора цеха №3, с соблюдением требований безопасности согласно инструкции ИОТ-024 «Организация безопасного проведения работ по ручному отбору проб из резервуаров нефти и нефтепродуктов.»

3.4.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА ПРИ                        ТЕМПЕРАТУРЕ ИЗМЕРЕНИЯ ИХ ОБЪЁМА

Зная плотность при 20°С,  определенную лабораторным путем, можно определить плотность (погружение) при температуре нефти и нефтепродукта во время измерения его объема.

vunivere.ru

Определение количества нефти и нефтепродуктов в наливных судах

06 мая 2016 г.

Нефть и нефтепродукты, поступающие или отгружаемые водным транспортом, учитывают по каждому судну путем определения чистой массы груза на основании замера по береговым резервуарам нефтебазы, если расстояние резервуарного парка до причала менее 2 км, если более 2 км — то по замерам танков наливного судна, руководствуясь градуировочными таблицами судна. Перед приемом или отгрузкой нефти или нефтепродуктов береговые трубопроводы должны быть полностью заполнены товаром из резервуаров нефтебазы. Полнота залива трубопроводов обеспечивается давлением продукта резервуара при полном спуске из трубопроводов воздуха через спускные краны.

На фактическое количество принятого или отгруженного нефтегруза составляют акт приема или погрузки. Фактически принятое количество нефти и нефтепродуктов сопоставляют с количеством, указанным в транспортных документах (накладной). При недостаче сверх нормы предъявляют претензии пароходству или грузоотправителю на основании составленного акта.

При приеме нефти и нефтепродуктов из нефтеналивного судна (речного, морского) по замерам резервуара должны быть выполнены требования ГОСТ 1510-84: резервуар должен быть технически исправен; оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренного государственным стандартом или проектом; на резервуар должна иметься утвержденная в установленном порядке градуировочная таблица; определена коррекция днища резервуара; технологические трубопроводы нефтебазы должны быть герметичными и оборудованы воздушными и водоспускными кранами.

Если погрузка нефтегруза производится по замерам судна, то также должны соблюдаться требования ГОСТ 1510-84 - судно должно иметь градуировочные таблицы. Количество принятых в пункте выгрузки нефти или нефтепродукта (нетто) определяется путем вычитания из общего объема (брутто) балласта. В любом случае, по требованиям оперативного учета на нефтебазе должны проводиться замеры остатков нефти или нефтепродукта до приема и фактического наличия после приема.

Высоту налива нефтепродуктов в отсеках нефтеналивного судна определяют методом замера высоты налива или методом замера пустоты танков (отсеков).

Метод замера высоты налива заключается в том, что метршток плавно опускают в нефтепродукт до тех пор, пока он не коснется дна танка (отсека). Для проверки того, что метршток был направлен правильно, замер повторяют 2—3 раза с незначительным изменением точки опускания. Метод замера высоты налива наиболее распространен при замере нефтепродуктов в баржах.

Метод замера пустоты заключается в том, что метрштоком замеряют высоту до поверхности (зеркала) нефтепродукта. Высоту взлива нефтепродуктов определяют путем вычета высоты пустоты из общей высоты танка (отсека). Этот метод наиболее распространен при замере нефтепродуктов, перевозимых в танкерах.

Замер производится по всем танкам (отсекам) наливного судна. Для ускорения хода работ метрштоки с прикрепленными к их нижним концам водочувствительными лентами ставят одновременно во все люки в назначенных для этого местах. Перед каждым замером высоты налива нефтепродукта метршток должен быть вытерт насухо.

Данные замеров (общего взлива и отдельно воды) суммируют и делят на общее число замеров. Получают средние высоты взливов нефтепродукта с водой и отдельно воды. По судовой таблице подсчитывают их объемное содержание. Из первой величины исключают вторую и определяют объемное содержание в танках (отсеках) судна нефтепродукта по нетто. Умножая последнее значение на плотность нефтепродукта, можно получить массу нефтепродукта в наливном судне.

Все описанные операции (замер, отбор проб для измерения температур) производят последовательно.

При отгрузке нефтегруза по береговому резервуару до налива танкера (баржи) пароходство принимает от нефтебазы (отправителя) резервуар с уровнем по первому замеру и после налива судна сдает резервуар нефтебазе по второму замеру - замеру остатка. До слива судна (баржи) пароходство принимает от нефтебазы (получателя груза) резервуар с остатком по первому замеру, а после слива судна сдает резервуар, заполненный по второму замеру. При каждом замере количества нефтепродукта в резервуаре определяется плотность нефти (нефтепродукта) и объем переводится в массу. При заполнении паспорта на нефтегруз лаборатория нефтебазы должна проставлять плотность при температуре 20 °С (р20).

ros-pipe.ru

ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения

ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения

торам запрещается:

- находиться на крыше (площадках) резервуара, проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную во время грозы;

- находиться во время закачки и откачки нефти из резервуара на плавающей крыше.

8.10 В экстремальных условиях (туман, обледенение и др.) отбор проб, измерения уровня ручным способом на высоте допускается проводить при применении дополнительных мер безопасности (дополнительного освещения, песка для устранения скольжения и других необходимых мер), которые предусматриваются в инструкции по охране труда для операторов при работе в резервуарном парке.

8.11 Для безопасной доставки проб нефти с резервуара в лабораторию их следует переносить в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо.

8.12 Для операторов, выполняющих измерения в соответствии с настоящими рекомендациями, начальником подразделения должна быть разработана инструкция по охране труда, которую утверждает руководитель структурного подразделения. Рекомендации должны быть доведены до исполнителей под роспись.

9.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

9.1.1 Отношение максимального (Нмакс) и минимального (Нмин) уровня нефти наполненного и опорожненного резервуара удовлетворяет следующим требованиям:

 - при пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ± 0,1 %;

 - при пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ± 0,2 %.

9.1.2 Нефть по степени подготовки должна соответствовать требованиям [1].

9.2 В случае невыполнения указанных условий оператор должен сообщить о нарушениях начальнику ПСП.

При подготовке к выполнению измерений:

- обеспечивают отстой нефти после заполнения резервуара продолжительностью не менее двух часов;

- проверяют:

исправность, готовность к работе системы (средств) измерений и технических средств, чистоту сосуда для пробы;

целостность пломб и клейм.

11.1 Выполнение измерений в резервуаре, не оснащенном системой измерений количества нефти

11.1.1 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре

11.1.1.1 Уровень нефти измеряют уровнемерами, измерительными рулетками с грузом по ГОСТ 7502 или электронными рулетками.

Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.

Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.

11.1.1.2 Измерения уровня нефти измерительной рулеткой

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.

Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

Полученный результат сравнивают с известным (паспортным) значением базовой высоты, нанесенной на резервуаре.

Если базовая высота (Нб) отличается от полученного результата не более чем на 0,1 % Нб, то измерение уровня нефти рулеткой осуществляют в следующей последовательности:

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью.

Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.

Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

11.1.1.3 Если базовая высота (Нб) отличается от полученного результата более чем на 0,1 % Нб, выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее в кратчайшие сроки. Базовую высоту резервуара измеряют не менее чем один раз в год.

На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.

11.1.1.4 Определение уровня нефти по высоте пустоты резервуара с помощью измерительной рулетки

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения груза в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью (нижний отсчет).

Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.

Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортного значения базовой высоты резервуара.

При определении уровня жидкости в резервуарах с плавающей крышей по «высоте пустоты» резервуара учитывают поправку DНб, зависящую от разноса точек отсчета базовой высоты резервуара и уровня нефти, а также от конструктивных особенностей днища резервуара. Поправку DНб рассчитывают по формуле

                                                                                                              (1)

где Нж- уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на крыше резервуара;

 - уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на верхней площадке направляющей колонны.

11.1.1.5 Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткой Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности:

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем 0,2-0,3 мм на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.

Рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2-3 мин, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Изме

Общая информация

Документ: РМГ 86-2009 Название: ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения Ключевые слова: погрешность (83), температура (73), поверка (67), давление (65), плотность (55), масса (36), методика выполнения измерений (23), градуировка (18), уровень (13), объем (12), уровнемер (10), масса нетто товарной нефти (7), масса балласта (7), масса брутто товарной нефти (7), вертикальный резервуар Начало действия: 2010-01-01 Дата последнего изменения: 2009-12-18 Вид документа: РМГ Область применения: Настоящие рекомендации распространяются на вертикальные стальные цилиндрические резервуары типов РВС, РВСП, РВСПК и на железобетонные резервуары цилиндрической и прямоугольной формы типов ЖБР, ЖБРП, ЖБРПК номинальной вместимостью до 50000 м3. Рекомендации устанавливают методику выполнения измерений массы товарной нефти в резервуарах при проведении учетных операций в системе магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть», включая прием нефти от грузоотправителей и сдачу ее грузополучателям. Разработчики документа: ФГУП ВНИИР(31), Все страницы Постраничный просмотр: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Описание Текст документа

www.complexdoc.ru

Комплексные решения для автоматизации и безопасности нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. Система измерения количества нефти и нефтепродуктов в резервуарах MTG - уникальный многофункциональный измеритель параметров резервуаров.

Опубликовано чтв, 04/25/2013 - 01:18 пользователем energo_admin

Одним из ключевых проектов для компании ЗАО «Си Ай С-Контролс» было оснащение ре-зервуарного парка ОАО «ТАНЕКО» многофункциональными системами коммерческого учета нефтепродуктов в резервуарах MTG. Первые системы были поставлены в 2009 году. На данный момент на площадке установлено и используется 37 систем данной модели.

Система измерения количества нефти и нефтепродуктов в резервуарах MTG — это уникальный многофункциональный измеритель параметров резервуаров, предлагающий широкий диапазон опций и уникальных метрологических характеристик.

Основные возможности MTG

  • Измерение массы, объема, уровня, множественной и средней температуры, послойной плотности, усреднённой плотности, раздел сред, % содержание воды в продукте, количества подтоварной воды, температуры и давления газовой фазы.
  • Исключает недостатки в измерениях традиционных технологий учета, что обеспечивает очень высокую точность измерения массы: по результатам тестов средняя относительная погрешность 0,13%, при требованиях ГОСТ Р 8.595 составляет 0,5%.
  • Позволяет проводить послойные измерения плотности продукта, что невозможно с традиционными системами учета.
  • При большем, чем у традиционных систем учета, количестве измеряемых параметров, MTG представляет собой один единственный прибор, монтируемый на крыше резервуара.
  • Рабочие температуры: от -55° C до +80°C окружающей среды и до +150°C в жидкости, что делает возможным эксплуатацию во всех климатических зонах.

MTG в сравнении с традиционными технологиями учета (гибридными системами на основе радарных уровнемеров, а также традиционными гидростатическими системами)

  • MTG представляет собой одно устройство, в отличие от гибридных радарных систем и традиционных гидростатических систем.
  • MTG не требует дорогостоящей установки в резервуар направляющей трубы.
  • MTG не требует сложной процедуры обустройства отверстий на боковой стенке резервуара.
  • MTG не требует крепежа на дне резервуара и инсталлируется без его опустошения.

Проблемы традиционных гибридных (радарных) систем учета

  • Масса рассчитывается как: M = V * р.
  • Плотность рассчитывается как: р = P / gL.
  • Для точного измерения массы традиционным системам необходима точность измерения уровня не хуже 1 мм и точное измерение гидростатического давления столба продукта.
  • Измерение уровня с точностью 1 мм возможно только в идеальных условиях (испытательных стендов). На практике реальная точность радарных уровнемеров составляет величину порядка 5 мм.
  • Точное измерение плотности невозможно из-за изменения геометрии установки датчиков давления.

Точность при измерении уровня

  • Радарные уровнемеры измеряют уровень продукта от крыши резервуара, которая движется в процессе его работы.
  • Измерение уровня с точностью 1 мм возможно только в условиях испытательных стендов.
  • В условиях реальных измерений невозможно убедится в заявленной точности радарных уровнемеров 1 мм, т.к. не существует эталона для поверки радара по месту с точностью не хуже 0,3 мм.
  • Система MTG устанавливается на дно и ведет измерения от дна, устраняя влияние движения крыши резервуара.
  • Гидростатический принцип расчета массы, реализованный в MTG, позволяет точное измерение массы не зависимо от измерения уровня.

Проблемы традиционных радарных (гибридных) и гидростатических систем учета при измерении плотности

  • Традиционные радарные системы учета определяют плотность как: р = P / g * (L - h).
  • Высота расположения датчика давления h изменяется вследствие деформации резервуара при заполнении.
  • Изменение высоты положения датчика давления невозможно предугадать и устранить это влияние расчетным путем, что на практике приводит к появлению большой погрешности (до 3 кг/м3) в измерении средней плотности и массы.
  • Система MTG полностью лишена этого недостатка.
  • Сенсоры давления расположены на жесткой трубной конструкции, которая не подвержена влиянию деформации резервуара. Высоты расположения сенсоров давления остаются неизменными в процессе работы прибора, что обеспечивает высокую точность послойных плотностей и средней плотности.
  • Заводские калибровки датчиков давления обеспечивают заявленную изготовителями точность только при условии стабильных температурных параметров датчика: внутри корпуса датчика должна обеспечиваться одинаковая и стабильная температура.
  • На практике это условие не выполняется и разница температур между диафрагмой датчика, его корпусом и внутренними элементами достигает десятков градусов, что приводит к погрешности в измерении плотности и массы.
  • Система MTG полностью лишена этого недостатка.
  • Сенсоры давления MTG полностью погружены в продукт, что обеспечивает полную идентичность температур продукта, диафрагмы и других элементов. Из-за крайне медленного течения нагрева или охлаждения продуктов внутри резервуара, это условие обеспечивается в ходе работы резервуара.

Монтаж измерителя MTG на резервуаре

  • MTG устанавливается через один единственный фланец на крыше резервуара.
  • Использует фланец любого стандарта от 3'' и более.
  • Не требуется кран или иное подъемное оборудование.
  • Секции соединяются резьбовыми соединениями.
  • Инсталляционный узел обеспечивает вертикальную установку измерителя по центру фланца.
  • 2-3 специалиста устанавливают в среднем 2 системы за 1 день.
  • Инсталляция производится без опустошения резервуара и дорогостоящей процедуры пропарки.
  • Измеритель поставляется разобранным на секции с предустановленными или отдельными сенсорными модулями.
  • Нижняя плита монтируется на установочный фланец на крыше резервуара.
  • Система собирается и опускается в резервуар посекционно.
  • Секции крепятся в зажиме на средней подвижной плите.
  • Подвижная плита опускается вместе с секциями при помощи винтов.
  • Следующая секция присоединяется резьбовым соединением.
  • Система фиксируется в зажиме на верхней неподвижной плите.
  • Зажим на подвижной плите отпускается, и плита поднимается в верхнее положение.
  • Процедура повторяется до установки системы на дно резервуара.

Выгоды от применения системы MTG

  • Увеличение оборота (сокращение времени на цикл отстоя продукта).
  • Наблюдение за процессом отстаивания в режиме реального времени.
  • Сокращение потерь за счет измерения содержания одного продукта в другом.
  • Предотвращение расходов на хранение и транспортировку балласта.
  • Знание распределения слоев продукта и эмульсии в резервуаре, а также процентного содержания балласта.
  • Обоснование применения деэмульсификаторов.
  • Автоматизация процесса откачки воды.
  • Контроль качества на уровне откачки продукта.
  • Система MTG распознает границу раздела сред продуктов с разницей плотностей 50 кг/м3 и более.
  • Разделение и откачка одного продукта от другого.
  • Слежение за уровнем обоих продуктов.

Система измерения MTG соответствует ГОСТ 8.595-2004. Масса нефти и нефтепродуктов

  • Максимально точное измерение массы продукта в резервуарах при помощи системы MTG, наряду с массовыми расходомерами на потоке, является наиболее точным способом балансового учета.
  • Погрешности по температуре не влияют на измерение массы.
  • Погрешности по измерению уровня практически не влияют на измерение массы.
  • MTG предоставляет возможность обнаружения утечек на основе измерения массы.
  • Экономическими и производственными достоинствами при использовании системы в резервуарах-смесителях являются:
    • качество смешивания благодаря наблюдению за плотностью по высоте резервуара;
    • возможность управления рецептами смешивания на основе целевой функции плотности;
    • слежение за придонной и многоточечной температурой, возможность сигнализации о перегреве продукта, предотвращение потери качества продукта.

WIN TG представляет собой работающее в операционной системе Windows программное обеспечение, предназначенное для управления работой системы MTG и обеспечивает визаулизацию следующих данных:

  • Измерение массы, объема, уровня, множественной и средней температуры, послойной плотности, усреднённой плотности, раздел сред, % содержание воды в продукте, количество подтоварной воды, температуру и давление газовой фазы, обнаружение утечек и др. параметры в соответствии с требованиями Заказчика.

При необходимости система измерения MTG может быть укомплектована такими не менее важными системами как:

  • Противоаварийный сигнализатор высокого уровня продукта в резервуарах (HLAS).
  • Аудио/визуальный сигнализатор высокого уровня продукта в резервуарах.
  • Узел тестирования (тестер) противоаварийного сигнализатора высокого уровня продукта в резервуарах HLAS.
  • Интерфейсный модуль E/TGI с ЖК дисплеем оператора во взрывозащищенном Exd исполнении и общепромышленном исполнении IP66 для мониторинга не менее 10 резервуаров.

Начиная с 2004 года в РФ и странах ближнего зарубежья поставлено и с успехом эксплуатируется более 200 систем учета продуктов в резервуарах в компаниях, уже сделавших свой выбор в пользу MTG:

ОАО «Саратовский НПЗ», ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез», ОАО «Орскнефте-оргсинтез», ОАО «Башкирнефтепродукт», ООО «Газпром добыча Астрахань», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз», Терминал «Назия», ОАО «Татнефть», ОАО «ТАНЕКО», ОАО «Бакинский НПЗ», ООО «Подольскнефтепродукт», ОАО «Уфанефтехим».

Добро пожаловать за улучшением качества учета Вашего резервуарного парка!

CIS Controls, 117105, Россия, г. Москва, Варшавское ш., д.1, стр. 1-2, офис А-405

Тел.: (495) 775-74-01, 775-74-02. E-mail: [email protected] www.cis-controls.ru

Номер страницы в выпуске: 

energoneftegazhim.ru