Назначение
Система измерения количества и показателей качества № 520 ТПП «Лангепаснефте-газ» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» предназначена для измерения массы нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ОАО «АК «Транснефть».
Измерение массы нефти осуществляется в соответствии с методикой выполнения измерений, аттестованной ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева».
Описание
Метод основан на автоматическом измерении массы нефти косвенным динамическим методом с применением преобразователей расхода жидкости турбинных.
СИКН состоит из следующих основных блоков и комплексов:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- блок трубопоршневой установки (далее - ТПУ);
- система обработки информации (далее - СОИ).
Средства измерений, входящие в состав СИКН и подлежащие поверке , зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений и приведены в таблице 1.
Алгоритмы и программное обеспечение СИКН обеспечивают расчет массы нефти, и проведение поверки преобразователей расхода жидкости турбинных в полном соответствии с нормативными документами ГОСТ Р 8.595, «Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденных приказом № 69 по Минпромэнерго от 31.03.2005.
Технические характеристики
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
Диапазон измерений температуры, °C
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерительного канала избыточного давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала температуры, °C
Основные параметры рабочей среды: рабочее давление нефти, МПа температура (мин. ... макс.), °C плотность (мин. ... макс.) при рабочих условиях, кг/м3 вязкость кинематическая, мм2/с массовая доля воды, %
Условия эксплуатации температура, °C относительная влажность %
Параметры электропитания: напряжение, В
потребляемая мощность, кВА
от 118 до 1181
от 0 до 2,5
от 0 до плюс 50
±0,15
±0,25
±0,35
±0,1
±0,2
от 0,3 до 1,8 от плюс 20 до плюс 40 от 839 до 847
от 5,0 до 13,0
не более 1,0
от плюс 5 до плюс 40
от 50 до 80
323...418, 3 фазы
187...242, 1 фаза
не более 5
Таблица 1. Средства измерений, входящие в состав СИКН
| № п/п | Наименование | № по Г осреестру СИ | К-во |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Блок измерительных линий (БИЛ) | | |
| 1.1. | Счетчики жидкости турбинные Daniel РТ | 22122-01 | 3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1.2. | Термопреобразователи сопротивления платиновые 65 (Pt 100) | 22257-05 | 3 |
| 1.3. | Преобразователи измерительные к датчикам температуры модели 244 | 14684-06 | 3 |
| 1.4. | Датчики давления 1151 | 13849-04 | 3 |
| 1.5. | Манометры МТИ | 1844-63 | 3 |
| 1.6. | Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 | 3 |
| 2. | Блок измерения качества (БИК) | | |
| 2.1. | Влагомер нефти поточный LC | 16308-02 | 2 |
| 2.2. | Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835В | 15644-06 | 2 |
| 2.3. | Термопреобразователи сопротивления платиновые 65 (Pt 100) | 22257-05 | 1 |
| 2.4. | Преобразователи измерительные к датчикам температуры модели 244 | 14684-06 | 1 |
| 2.5. | Датчики давления 1151 | 13849-04 | 1 |
| 2.6. | Манометр МТИ | 1844-63 | 1 |
| 2.7. | Термометр ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 | 1 |
| 2.8. | Расходомер-счетчик ультразвуковой УРСВ-01 ОМ «Взлет РС» | 16179-02 | 1 |
| 3. | Двунаправленная трубопоршневая поверочная | 20054-06 | 1 |
| установка Daniel-1200 - 20” |
| 3.1. | Термопреобразователи сопротивления платиновые 65 (Pt 100) | 22257-05 | 2 |
| 3.2. | Преобразователи измерительные 3144 | 14683-04 | 1 |
| 3.3. | Преобразователь измерительный 248 | 28034-05 | 1 |
| 3.4. | Преобразователь давления измерительный 2088 | 16825-02 | 1 |
| 3.5. | Преобразователь давления измерительный 3051 | 14061-04 | 1 |
| 3.6 | Термометр ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 | 2 |
| 3.7. | Манометр МТИ | 1844-63 | 2 |
| 4. | Система обработки информации | | |
| 4.1. | Комплекс измерительно-вычислительный Sy-berTrol | 16126-07 | 4 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации.
Комплектность
К-во
Блок измерительных линий
Блок измерения показаний качества нефти
Трубопоршневая установка
Система обработки информации
Комплект ЗИП
Комплект монтажных частей
Эксплуатационная документация
Методика поверки МП 242-0709-2008
Поверка
Поверка СИКН проводится в соответствии с методикой поверки МП 242-0709-2008 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 520 ТПП «Лангепаснеф-тегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в мае 2008 г.
Основные средства поверки: в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКН.
Межповерочный интервал - 1 год.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.510-2004 «ГСП. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей»
2. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Основные требования к методикам выполнения измерений»
3. «Рекомендация по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденная приказом № 69 по Минпромэнерго от 31.03.2005
4. Техническая документация фирмы-изготовителя
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти № 520 ТПП «Лан-гепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации согласно Государственной поверочной схеме.
Разрешение Госгортехнадзора на применение от25<ма^1:Д0^г. № РРС 00-15616.
