Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП "Ухта" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП "Ухта" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 1

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.

Описание

Принцип действия СИКН основан на измерении массы брутто нефти прямым методом динамических измерений.

Масса брутто нефти вычисляется по результатам прямых измерений счетчиком-расходомером массовым.

Масса нетто нефти вычисляется как разность массы брутто нефти и массы балласта, определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как сумма массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Средства измерений в составе блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, узла регулирования давления и блока поверочной установки выполняют измерение расхода, давления, температуры, плотности, вязкости и массовой доли воды в нефти и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (ИВК) выполняют измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти, вычисление массы брутто нефти и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.

СИКН состоит из:

-    блока измерительных линий, включающий шесть измерительных линий (ИЛ);

-    блока измерений показателей качества нефти;

-    узла регулирования давления;

-    блока поверочной установки (БПУ);

-    системы обработки информации (СОИ), включающую АРМ оператора.

Средства измерений, входящие в состав СИКН, приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав СИКН

Наименование средств измерений

Регистра

ционный

номер*

Количество

Блок измерительных линий

Счетчик-расходомер массовый Micro-Motion (модификация CMF)

45115-10

6 шт.

Датчик давления Метран-150

32854-13

14 шт.

Датчик температуры CTR-ALW

51742-12

7 шт.

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

26803-11

8 шт.

Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А

32454-06

7 шт.

Блок измерений показателей качества нефти

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400

57762-14

1 шт.

Датчик давления Метран-150

32854-13

5 шт.

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм

14557-10

2 шт.

Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835)

15644-06

1 шт.

Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный (мод. 7829)

15642-06

1 шт.

Наименование средств измерений

Регистра

ционный

номер*

Количество

Датчик температуры CTR-ALW

51742-12

2 шт.

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

26803-11

5 шт.

Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А

32454-06

4 шт.

Узел регулирования давления

Датчик давления Метран-150

32854-13

1 шт.

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

26803-11

1 шт.

Блок поверочной установки

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB

44252-10

1 шт.

Датчик давления Метран-150

32854-13

2 шт.

Датчик температуры CTR-ALW

51742-12

2 шт.

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

26803-11

2 шт.

Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А

32454-06

2 шт.

Система обработки информации

Преобразователь измерительный серии К

65857-16

1 шт.

Преобразователь «ПР»

39447-08

25 шт.

Контроллер измерительный FloBoss S600+

57563-14

2 шт.

Примечание - * Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

1)    измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;

2)    выполнение поверки преобразователей массового расхода (ПМР) по трубопоршневой поверочной установке (ТПУ) по МИ 3151-2008;

3)    выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) ПМР по ТПУ и по контрольному ПМР по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015;

4)    выполнение КМХ поточного преобразователя плотности по результатам испытаний в лаборатории;

5)    выполнение КМХ поточного вискозиметра по результатам испытаний в лаборатории;

6)    выполнение КМХ поточного влагомера по резервному влагомеру и по результатам испытаний в лаборатории;

7)    вычисление массы нетто нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015;

8)    вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015;

9)    вычисление значения кинематической вязкости по ГОСТ 33-2000;

10)    формирование, хранение и вывод на печать протоколов поверки и контроля метрологических характеристик;

11)    регистрация событий в журнале;

12)    настройка параметров средств измерений СИКН;

13)    запись и хранение архивов посредством базы данных Microsoft SQL Server;

14)    обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.

Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКН и ПО «АРМ оператора «Визард». Модуль 1. Алгоритм поверки по МИ 3151-2008, алгоритмы контроля метрологических характеристик по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015» и «АРМ оператора «Визард». Модуль 2. Алгоритм поверки по МИ 3380-2012, алгоритмы по методике поверки на счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, МП РТ 1720-2012, МП РТ 1902-2013, МИ 3272-2010, методике поверки на расходомеры массовые Promass, вычисление массы нетто нефти, сырой нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015, МИ 2693-2001 и ГОСТ Р 8.910-2016, вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015, вычисление кинематической вязкости по ГОСТ 33-2000» («Визард»).

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2. Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом влияния программного обеспечения. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

ПО ИВК

ПО АРМ оператора

Идентификационное наименование ПО

LinuxBinary.app

«Визард»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

06.21

v.2/1/1974

Цифровой идентификатор ПО

0х6051

0X40DBC63BF736FB62C9C63ADD53F3F5E3 модуля «Поверка ПМР по ТПУ по МИ 3151-2008»

0XFFEB685BC3463948FFD74617CB6767C8 модуля «КМХ ПМР по ПУ»

0X00C99E87CE19B42D434F2016539683E0 модуля «КМХ ПМР по контрольному ПМР»

0X6D710CC2F3294568FB6DC8AE87281FB5 модуля «КМХ ПП по результатам испытаний в лаборатории»

0XC05F8C1A3E911B322ABE6C1B30CEE59E модуля «КМХ вискозиметра по результатам испытаний в лаборатории»

0X6865EE1D89A2A38DAA6D6C0D204CE866 модуля «КМХ ПВ по резервному ПВ»

0X39C7BE1CAE6F7010EA6F383952461D6B модуля «КМХ ПВ по результатам испытаний в лаборатории»

0X80E02717A405AB12F972BF0F649CEAB5 модуля «Вычисление массы нетто нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015»

0X83A0E8719520EBCF8BB4F88B7FA186DF модуля «Вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015»

0X496A4FD2A5A47C0160F32D63354EC3CF модуля «Вычисление значения кинематической вязкости по ГОСТ 33-2000»

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

ПО ИВК

ПО АРМ оператора

0X51114132704D60025EBADEF1F7A1829B модуля «Процедура расчета цифрового идентификатора» (№ ТП 045-16)

0X8B0271301E6169D98FFC0E09CFB06DB0 модуля «Процедура расчета цифрового идентификатора» (№ ТП 092-17)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC16

MD5

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода нефти через СИКН, т/ч

от 50 до 500

Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа

от 0,73 до 2,40

Диапазон измерений температуры нефти, °C

от +40 до +70

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКН

Наименование характеристики

Значение

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Количество измерительных линий, шт.

6 (4 рабочих,

1 резервная,

1 контрольно-резервная)

Режим работы СИКН

непрерывный

Показатели качества нефти:

-    плотность при температуре +20 °С, кг/м

-    кинематическая вязкость, мм2/с (сСт)

-    массовая доля воды, %, не более

-    массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

-    массовая доля механических примесей, %, не более

-    давление насыщенных паров, кПа, не более

-    массовая доля серы, %, не более

-    массовая доля парафина, %, не более

-    массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более

-    содержание свободного газа

-    массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумму, млн.-1 (ppm), не более

от 940 до 944 от 110 до 600 0,5 100 0,05 66,7 1,8 6 20

не допускается 40

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока технических средств СОИ, В

-    напряжение переменного тока силового оборудования, В

-    частота переменного тока, Гц

220±22, однофазное 380 -38, трехфазное 50±1

Наименование характеристики

Значение

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока технических средств СОИ, В

-    напряжение переменного тока силового оборудования, В

-    частота переменного тока, Гц

220±22, однофазное 380 -38, трехфазное 50±1

Условия эксплуатации:

-    температура окружающей среды, °С

-    относительная влажность, %

-    атмосферное давление, кПа

от +5 до +50 до 90 от 84 до 106

Средний срок службы, лет, не менее

20

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом. Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», зав. № 15001

-

1 шт.

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки

МП 332-18

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Формуляр

ОФТ.05.1974.01.00.00.00.00.00.00 ФО

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), сдаваемой в АК «Транснефть» по проекту «Концевые сооружения межпромыслового нефтепровода ППСН «Ярега» - ПСП «Ухта» (2 этап строительства)» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Руководство по эксплуатации

ОФТ.05.1974.00.00.00.00.00.00 РЭ

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), сдаваемой в АК «Транснефть» по проекту «Концевые сооружения межпромыслового нефтепровода ППСН «Ярега» - ПСП «Ухта» (2 этап строительства)» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Руководство оператора

ОФТ.05.1974.00.00.00.00.00.00.00 ИЗ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 332-18 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 05.06.2018 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон единицы массового расхода жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.510;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Масса нефти и показатели качества товарной нефти. Методика измерений с помощью системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), сдаваемой в АК «Транснефть» по проекту «Концевые сооружения межпромыслового нефтепровода ППСН «Ярега» - ПСП «Ухта» (2 этап строительства)» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» с поправкой № 2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.20896).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Приказ Минэнерго России от 08.04.2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей

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

Развернуть полное описание