Инструкция «Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 (ДНС-17) Северо-Харампурского месторождения» (НА.ГНМЦ.0301-2018 МП)

УТВЕРЖДАЮ

тор ОП ГНМЦ

теавтоматика»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 (ДНС-17) Северо-Харампурского месторождения

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0301-18 МП

Казань

2018

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

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 (ДНС-17) Северо-Харампурского 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:

• - ПУЗ «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 АБАК (далее - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры. ___

На панели оператора выбрать клавишу «Д («Меню»), Затем выбрать

клавишу       («Информация») На дисплее во второй строке в поле «v:»

отобразится номер версии (идентификационный номер) ПО, в поле «сгс:» появится цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода), рассчитанный по алгоритму CRC-32.

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.

Т аблица2 - 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 6М, %, 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 5М_Н, %, вычисляют по формуле:

где ДИ/g - абсолютная погрешность определений массовой доли воды в сырой нефти, %;

AV/мп ■ абсолютная погрешность определений массовой доли механических примесей в сырой нефти, %;

ДИ/хс - абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей в сырой нефти, %.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения массовой доли воды в сырой нефти ДИ/g % вычисляют:

- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по формуле:

AV/_B =

(2)

где R_w >r_w - воспроизводимость и сходимость метода по ГОСТ 2477, выраженные в массовых долях, %.

- при вычислении массовой доли воды по результатам определения объёмной доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории:

I А<р_влаб ' Рв20

Рсн20

А<Рвлаб ” i

где Д<Рвлаб ’ абсолютная погрешность определений объемной доли воды в сырой нефти, %;

R_B ,г_в - воспроизводимость и сходимость метода по ГОСТ 2477, выраженные в объемных долях, %.

- при вычислении массовой доли воды в сырой нефти по результатам измерения объёмной доли воды в сырой нефти влагомером по формуле:

(5)

где Д«р_влаб - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды в сырой нефти влагомером с учетом погрешности барьеров искрозащиты (при наличии) и погрешности измерения сигналов постоянного тока ИВК, %.

Пределы абсолютной погрешности определений массовой доли механических примесей в сырой нефти ДИЛ_МП, %, вычисляют в соответствии с ГОСТ 8.580 по формуле:

ДИ/мп

(6)

где /?_мп,г_мп ^_ воспроизводимость и сходимость метода по измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 6370, %.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности определений массовой доли хлористых солей в сырой нефти Д1У_ХС, %» рассчитывают в соответствии с ГОСТ 33701 с учетом пересчета в единицы массовой доли хлористых солей по формуле:

Д1У_ХС

Р20

• г_хс

2

где /?_хс,г_хс - воспроизводимость и сходимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534, выраженные в массовых долях, %.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей /?_хс

где г_хс ’ сходимость метода по ГОСТ 21534, мг/дм³.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти до 5% не должны превышать +0,35%, при объемной доле воды в сырой нефти от 5% до 10% 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