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

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

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.

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).

• 2.1 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.

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.

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

Таблица1- Характеристики измеряемой среды

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.

• 6.1 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

• 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 5_Мн, %, определяют по формуле:

₊ ^Двлаг(осн)-Рв

''влаг (осн) —                  '

где Д_{влаг (осн})- основная абсолютная погрешность измерений объемной доли воды влагомером, %;

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

р_сн_ 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, Ж_{лаг(доп)}, %, определяют по формуле

_ATj1z              1 Авлаг (доп) ' Рв

^аи/влаг(доп) — Т-------------

Рсн

где Д_Влаг (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;

р_г - 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, Д_влаг(доп). определяют по формуле:

.            fa» ~ 20)

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

где Д_Влаг (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, Д1У_МП), 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

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 ■ Г_хс

г =------

Р20

где г_хс - 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 AW_XC,%, определяют по формуле:

Чхс' Ю“³ дру_{хс =}       --100%,                               (7)

Р20

где IV_{K 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:

W_M._B = <py,                                   (8)

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

р_в - 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%.

• 7.1 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)

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