Инструкция «Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-2 (ДНС-11) Тарасовского месторождения» (НА.ГНМЦ.0304-18 МП)

Инструкция

Тип документа

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-2 (ДНС-11) Тарасовского месторождения

Наименование

НА.ГНМЦ.0304-18 МП

Обозначение документа

ОП ГНМЦ АО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

ОП ГНМЦ

автоматика»

/У- М.С. Немиров ’          2018 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-2 (ДНС-11) Тарасовского месторождения

Методика поверки НА.ГНМЦ.0304-18 МП

Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Гордеев Е.Ю.,

Давыдова Е.Н.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-2 (ДНС-11) Тарасовского месторождения (далее - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.1);

  • 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СИКНС (п.п. 6.2);

  • 1.3 Опробование (п.п. 6.3);

  • 1.4 Определение метрологических характеристик (далее - MX):

    • 1.4.1 Определение MX средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС (п.п. 6.4.1);

    • 1.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти (п.п. 6.4.2).

2 Средства поверки
  • 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКНС.

  • 2.2 Средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

  • 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

  • - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

  • - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

  • - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

  • - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №390 от 25.04.2012;

-СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»:

  • - СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования»;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

  • - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

4 Условия поверки

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативной документации (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

Таблица1- Характеристики измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

сырая нефть

Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

от 800,0 до 950,0

Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °C

от +5 до +40

Рабочий диапазон давления измеряемой среды, МПа

от 0,2 до 4,0

Массовая доля воды в сырой нефти, %

не более 10,0

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч

от 5 до 87

5 Подготовка к поверке

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКНС и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, входящих в состав СИКНС.

6 Проведение поверки
  • 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям:

  • - комплектность СИКНС должна соответствовать технической документации;

  • - на компонентах СИКНС не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

  • - надписи и обозначения на компонентах СИКНС должны быть четкими и соответствующими технической документации.

  • 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

    • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО программы измерительновычислительного комплекса ОКТОПУС-Л (далее - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

При выборе пункта меню «СИСТ. ПАРАМЕТРЫ» появятся подпункты, среди которых нужно выбрать подпункт «СВЕДЕНИЯ о ПО». На дисплее в первой строке в поле «АЛГОРИТМЫ:» отобразится номер версии (идентификационный номер) ПО, в поле «CRC32:» появится цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода).

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в соответствующие разделы протокола по форме приложения А.

  • 6.2.2 Если идентификационные данные ПО, указанные в описании типа СИКНС, и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКНС ПО, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

  • 6.3 Опробование.

Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

  • 6.4 Определение MX.

    • 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

Таблица2 - Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

НД

Счетчик-расходомер массовый    Micro    Motion

CMF 200 (далее - ПР)

МП 45115-16 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки» с изменением №1

МИ 3151-2008        «Счетчики-расходомеры

массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»

МИ 3272-2010        «Счетчики-расходомеры

массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности»

МИ 3189-2009 «Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы «Emerson Process Management». Методика поверки     комплектом     трубопоршневой

поверочной    установки    и     поточного

преобразователя плотности»

МИ 3313-2011 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки с помощью эталонного счетчика-расходомера массового»

Влагомер нефти поточный УДВН-1пмЗ

МП 0309-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм. Методика поверки» МИ        2366-2005        «Рекомендация.

Г осударственная    система    обеспечения

единства измерений. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки»

МИ 3303-2011 «ГСИ. Влагомеры нефти поточные. Методика поверки»

Датчик избыточного давления Метран-150ТСЗ

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки»

Датчик температуры ТС5008

Методи ка    поверки,    содержащаяся    в

руководстве по эксплуатации 5Ш0.283.000 РЭ

  • 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти.

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти 5М, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений ПР.

Относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) не должна превышать ±0,25%, относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на резервно-контрольной ИЛ не должна превышать ±0,20%.

Значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти не должны превышать ±0,25%.

  • 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти 5Мн, %, определяют по формуле:

^Мбр Д^влаг (осн)    ДИ^влаг (доп)    ДИ^ с + Д   п

1,1                  z л _ Им.в 4- ^х.с+1УМ Пх 2

100 }

основная абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в сырой формуле (2));

дополнительная массовой доли измерении температуры (определяют по формуле (3)); абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в сырой нефти, %, (определяют по формуле (5)); абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в сырой нефти, %; массовая доля хлористых солей в сырой нефти, %; массовая доля механических примесей в сырой нефти, %; массовая доля воды в сырой нефти, измеренная влагомером%.

Основную абсолютную погрешность измерений массовой доли воды в сырой нефти влагомером, ДИ^влаг(осн),%, определяют по формуле:

5Мн = ±1Д •

где Д И/влаг (осн)

Д^влаг (доп)

Д^,с

Д^м.п

W vvxc

W

W *'МВ

х.с

нефти влагомером, %, (определяют по

абсолютная погрешность измерений воды в сырой нефти влагомером при сырой нефти на 10°С,  %,

+ Двлаг(осн)-Рв

(2)

''влаг (осн) —                  '

Рен

где Двлаг (осн)- основная абсолютная погрешность измерений объемной доли воды влагомером, %;

рв _ плотность воды в условиях измерения массы сырой нефти, кг/м3;

рсн_ плотность сырой нефти в условиях измерения массы сырой нефти, кг/м3.

Дополнительную абсолютную погрешность измерений массовой доли воды в сырой нефти влагомером при измерении температуры сырой нефти на 10°С, Жлаг(доп), %, определяют по формуле

ATj1z              1 Авлаг (доп) ' Рв

(3)

аи/влаг(доп) — Т-------------

Рсн

где ДВлаг (доп) - дополнительная абсолютная погрешность измерений объемной доли воды в сырой нефти влагомером при измерении температуры сырой нефти на 10°С, %.

рР - плотность воды в условиях измерения массы сырой нефти, кг/м3;

рг - плотность сырой нефти в условиях измерения массы сырой нефти, кг/м3.

Дополнительную абсолютную погрешность измерений объемной доли воды влагомером при измерении температуры сырой нефти на 10°С от средней температуры рабочего диапазона 20°С, Двлаг(доп). определяют по формуле:

.            fa» ~ 20)

“влаг(доп)- ± IQ ' “влаг (доп.МО)'                             х*/

где ДВлаг (доп-tio)_ дополнительная абсолютная погрешность измерений объемной доли воды в сырой нефти влагомером при измерении температуры сырой нефти на 10°С, %.

Пределы абсолютных погрешностей определений массовых долей механических примесей и хлористых солей (ДИ/ХС, Д1УМП), вычисляют в соответствии с ГОСТ Р 8.580. Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества сырой нефти абсолютную погрешность измерений показателя качества LW %, определяют по формуле:

y/R2-r 2 0,5

(5)

1 '

где R и г - воспроизводимость и повторяемость (сходимость) метода определения соответствующего показателя качества сырой нефти, выраженные в массовых долях.

Значения воспроизводимости R и повторяемости (сходимости) г методов определения массовых долей механических примесей приведены в ГОСТ 6370.

Значение повторяемости (сходимости) г метода определения содержания хлористых солей по ГОСТ 21534 выраженное в массовых долях определяют по формуле:

0,1 ■ Гхс

(6)

г =------

Р20

где гхс - повторяемость (сходимость) метода по ГОСТ 21534, мг/дм3; р2о ~ плотность анализируемой сырой нефти при 20°С, кг/м3. Воспроизводимость R метода определения содержания хлористых солей принимают равной удвоенному значению повторяемости (сходимости) г.

Массовую долю хлористых солей в сырой нефти AWXC,%, определяют по формуле:

Чхс' Ю“3 друхс =       --100%,                               (7)

Р20

где IVK X C — массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, кг/м3;

р2о _ плотность анализируемой сырой нефти при 20°С, кг/м3.

Массовую долю воды И/м в в нефти определяют по формуле:

WM.B = <py,                                   (8)

где (р - объемная доля воды в нефти, %;

рв - плотность воды в условиях измерения массы сырой нефти, кг/м3.

р - плотность сырой нефти в условиях измерения массы сырой нефти, кг/м3.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером не должны превышать ±0,4%.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

  • - наименование измеряемой среды;

  • - значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти;

  • - идентификационные признаки ПО СИКНС.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

  • 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности к применению в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКНС

Место проведения поверки:______________________________________________________________

Наименование СИ:_________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №__________________________________________________________________

Идентификационные данные ПО_____________________________________________________:

(наименование ПО)

Идентификационные данные

Значение, полученное во время поверки СИКНС

Значение,указанное в описании типа СИКНС

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные

Заключение: ПО СИКНС соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа СИКНС.

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)          (инициалы, фамилия)

Дата поверки:                                                               «______»    _____________ 20___г.

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель