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.
