Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминала "УСА" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминала "УСА" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д4 от 29.07.10 п.257
Класс СИ 31.02
Номер сертификата 41855
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  США 
Технические условия на выпуск тех.документация фирмы
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминала «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и параметров нефти при учетно-расчетных операциях между ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ОАО «Северные МН» ОАО «АК «Транснефть».

Описание

Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти.

В состав СИКН включены средства измерений и оборудование серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

В блоки СИКН входят следующие основные средства измерений (номер по Росреестру):

- преобразователь расхода жидкости турбинный производства фирмы «Smith Meter Inc.» MVTM Ду 8" (№ 16128-01);

- влагомер нефти поточный модели LC фирмы «Phase Dynamics» (№ 16308-02);

- преобразователь вязкости 7827 фирмы «Solartron Mobrey Measurement» (№ 1564206);

- преобразователь плотности 7835В фирмы «Solartron Mobrey Measurement» (№ 15644-06);

- преобразователь давления измерительный 3051 производства фирмы «Rosemaunt Inc.»(№ 14061-04);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 68 производства фирмы «Rosemaunt Inc.» (№ 22256-01);

- преобразователь температуры производства фирмы «Emerson Process Management» модель 444 (№ 14684-06);

- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная 24" фирмы «Smith Meter Inc.»(№ 12888-99);

- контроллер измерительный Floboss S600 производства фирмы «Emerson Process Management» (№ 38623-08).

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти;

- автоматическое измерение объема нефти;

- автоматическое измерение давления и температуры нефти;

- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;

- автоматическое измерение вязкости нефти;

- автоматическое измерение плотности нефти;

- автоматический и ручной отбор пробы нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по установке трубопоршневой поверочной двунаправленной;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН содержит средства обнаружения неисправностей, сбоев и искажений информации, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое ПО СИКН и измеренные данные защищены от случайных или несанкционированных изменений. Программное обеспечение имеет средний уровень защиты в виде паролей в соответствии с МИ 28912004.

Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора метрологически аттестованы.

Технические характеристики

Наименование измеряемой среды

нефть по ГОСТ Р 51858

Рабочий диапазон температуры нефти, °C

от +30 до +60

Плотность нефти, кг/м3

от 825 до 870

Вязкость нефти, сСт:

- при минимальной температуре

- при максимальной температуре

30,0

1,0

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

до 100

Давление насыщенных паров, кПа, не более

66,7

Содержание парафина, %, не более

6,0

Массовая доля серы, %, не более

0,6

Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн.'1 (ppm), не более

40,0

Содержание свободного газа, %

отсутствует

Диапазон объемного расхода, м3/ч

от 400 до 2400

Диапазон давления нефти на СИКН, МПа: максимальное рабочее минимальное

6,4

от 0,3 до 1,0

0,3

Режим работы СИКН

непрерывный

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C

±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

±0,15

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %

±0,07

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти в рабочих условиях, %

±0,15

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом.

Комплектность

1. Единичный экземпляр СИКН в составе: согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

2. Инструкция по эксплуатации СИКН.

3. Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №391 Терминала «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки».

4. МН 064-2010 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №391 Терминала «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Поверка

Поверку СИКН проводят по инструкции «ГСП. Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминала «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.

Основное поверочное оборудование:

Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная 24" фирмы «Smith Meter Inc.» I-го разряда, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти ± 0,05 %.

Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА с пределом допускаемой относительной погрешности формирования силы тока ± 3 мкА, пределом допускаемой относительной погрешности формирования периода импульсных последовательностей ± 5-1 О’4 %.

Калибратор многофункциональный MC5-R-IS. Пределы допускаемой основной погрешности при применении внутреннего модуля избыточного давления INT20C-IS в диапазоне измерений от - 100 до 2000 кПа составляет ± (0,05 % ВП). При применении внешнего модуля избыточного давления EXT100-IS в диапазоне измерений от 0 до 10 МПа - ± (0,04 % П + 0,01 % ВП).

Другие эталонные и вспомогательные средства измерений - в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.

Межповерочный интервал СИКН: один год.

ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ

Выполнение измерений массы и параметров качества нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 064-2010 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №391 Терминала «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми ».

Нормативные документы

ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»

«Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерения количества и показателей качества нефти», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 № 69.

Заключение

Тип единичного экземпляра системы измерений количества и показателей качества нефти №391 Терминала «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Развернуть полное описание