| Номер в госреестре | 52783-13 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров нефти сырой при проведении внутрихозяйственного учета.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из узла измерительных линий (УИЛ), узла измерений параметров нефти сырой (далее - УИК), узла подключения передвижной поверочной установки, раздельных закрытых систем дренажа учтенной и неучтенной нефти, системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех измерительных линий (двух рабочих и одной контрольнорезервной) измерительных каналов массы сырой нефти, температуры, давления, объемной доли воды в сырой нефти в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 в комплекте с измерительными преобразователями 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;
- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированными выходными сигналами ТСПУ модели 65-644, Госреестр № 27129-04;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- влагомер поточный модели F (далее - ВП), Госреестр № 25603-03;
- измерительно - вычислительный контроллер 0MNI-6000, Госреестр № 15066-09, свидетельство ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» об аттестации алгоритма и программного обеспечения средств измерений № 2301-05м-2009 от 15 октября 2009 г.;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора системы с аттестованным программным обеспечением "Rate АРМ оператора УУН" свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08 от 24.10.2008 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МПТИ, Госреестр № 26803-06;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.
Для проведения поверки СРМ используется передвижная поверочная установка с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,11 %.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты.
Схема установки пломб, несущих на себе оттиски поверительных клейм, на фланцах СРМ представлена ниже
Схема нанесения оттиски поверительных клейм на пломбировачную мистику нанесенную на винт с чашкой на задней панели контроллера измерительно-вычислительного 0MNI-6000 представлена ниже
На стекло или на мастику, нанесенную на шляпку соединительного винта с пломбировочной чашкой на корпусе манометра для точных измерений типа МПТИ, или на пломбу, установленную на контровочной проволоке, пропущенной через отверстие стопорного винта крышки и специального отверстия на выступе крышки, наносят оттиск поверительного клейма или наклеивают наклейку на стыке корпуса и крышки ля закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С». И МИ 3286-2010 «Рекомендация. Поверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Рабочий диапазон расхода, т/ч | От 100 до 450 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | От 1,2 до 3,2 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | От 10 до 25 |
| Массовая доля воды, %, не более | 85 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде, %: при измерении в диапазоне от 0 % до 75 % при измерении в диапазоне св. 70 % до 100 % | ± 0,75 ± 1,50 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 0,25 |
| Средний срок службы системы, не менее | 10 лет |
| Режим работы системы | Постоянный, автоматизированный |
| Параметры электропитания: | |
| - напряжение переменного тока, В | 380 (3-х фазное, 50 Гц) 220±22 (однофазное, 50 Гц) 24 (постоянного тока) |
| Климатические условия эксплуатации системы: | |
| Температура окружающего воздуха, °С: | |
| - на наружной площадке | От минус 38 до 32 |
| - в помещениях, где установлено оборудование системы, не менее | 5°С |
| - в помещении операторной | От 18 до 25°С |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | От 45 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | От 45 до 85 |
| - атмосферное давление, кПа | От 84 до 106 |
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом. Рядом со знаком утверждения типа, указывается номер и дата выдачи свидетельства
об утверждении типа.
- система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", 1 шт., заводской № 01;
- инструкция по эксплуатации системы;
- инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика поверки".
осуществляется по инструкции "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика поверки", утвержденной ФГУП "ВНИИР" в декабре 2010 г.
Основные средства поверки:
- установка эталонная массоизмерительная мобильная "МЭМУ", верхний предел измерений расхода 400 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений ± 0,11 %;
- передвижная поверочная установка 1-го разряда, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5^10 имп;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон измерений от 0 до 206 Бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Допускается применять средства измерений с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками средств измерений перечисленных выше.
Для измерения массы сырой нефти применяют прямой метод динамических измерений массы сырой нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП «ЛУКОЙЛ-УСИНСКНЕФТЕГАЗ»
ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ» (свидетельство об аттестации № 106/2301-(01.00250-2008)-2011, аттестована ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 16.02.2011).
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".
1 ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".
2 ГОСТ Р 8.615-2005 "ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования".
3 МИ 2693-2001 Рекомендация. "ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения".
4 Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика поверки".
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Поверителей | 4 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
