Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»» (МП 0709/2-311229-2020)

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

«УТВЕРЖДАЮ»

Технический директор по испытаниям ООО Центр Мс *

1655'1

V : . - _ir^:-

' •                  ‘ ".

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 0709/2-311229-2020

г, Казань

2020

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Центральная Оха» ООО «PH-Сахалинморнефтегаз» (далее - СИКНС), заводской № 504, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

Интервал между поверками - 2 года.

1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны быть выполнены следующие операции:

• - проверка технической документации (6.1);

• - внешний осмотр (пункт 6.2);

• - опробование (пункт 6.3);

• - определение метрологических характеристик (пункт 6.4);

• - оформление результатов поверки (раздел 7).

Примечание - При получении отрицательных результатов поверки ио какому-либо пункту методики поверки поверку СИКНС прекращают.

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 2.1 При проведении поверки СИКНС применяют следующие средства поверки:

• - термогигромстр ИВА-6 модификации ИВА-6А-Д; диапазон измерений атмосферного давления от 700 до 1100 гПа, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения атмосферного давления ±2,5 гПа; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 98 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения относительной влажности ±2 % в диапазоне от 0 до 90 %, ±3 % в диапазоне от 90 до 98 %; диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °C, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности температуры ±0,3 °C;

• - калибратор многофункциональный MC5-R-IS (далее - калибратор): диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 импульсов.

• 2.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

• 2.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; средства измерений (далее - СИ) должны быть поверены, в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений и допущены к применению.

3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

• 3.1 При проведении поверки должны соблюдаться требования:

• - правил технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - правил безопасности при эксплуатации средств поверки и СИКНС, приведенных в их эксплуатационных документах;

• - инструкций но охране труда, действующих на объекте.

• 3.2 К проведению поверки допускаются лица, изучившие настоящую методику поверки, руководства по эксплуатации СИКНС и средств поверки и прошедшие инструктаж по охране труда.

4 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

11ри проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха, °C                   ^от плюс 15 до плюс 25

• - относительная влажность, %                                 от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                                 от 84 до 106,7

5 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

• 5.1 Средства поверки и вторичную часть измерительных каналов (далее - ИК) СИКНС выдерживают при условиях, указанных в разделе 4, не менее трех часов.

• 5.2 Средства поверки и СИКНС подготавливают к работе в соответствии с их эксплуатационными документами.

6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

6.1 Проверка технической документации

• 6.1.1 При проведении проверки технической документации проверяю т наличие:

• - руководства по эксплуатации на СИКНС;

• - паспорта на СИКНС;

• - паспортов (формуляров) всех СИ, входящих в состав СИКНС.

• 6.1.2 Проверяют наличие сведений о поверке всех СИ, входящих в состав СИКНС.

• 6.1.3 Проверяют наличие сведений о поверке СИКНС (при периодической поверке).

• 6.1.4 Результаты проверки технической документации считают положительными:

• - при наличии всей технической документации по 6.1.1;

• - если все СИ, входящие в состав СИКНС, поверены в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений и допущены к применению;

• - если СИКНС поверена в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений и допущена к применению (при периодической поверке).

6.2 Внешний осмотр

• 6.2.1 При проведении внешнего осмотра СИКЛС контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКНС.

• 6.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКНС устанавливают состав и комплектность СИКНС. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в технической документации на СИКНС. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, сведениям технической документации на СИКНС.

• 6.2.3 Проверяют герметичность всех узлов соединений, контролируют отсутствие утечки рабочей среды, отсутствие механических повреждений, посторонних шумов и вибраций.

• 6.2.4 Проверяют целостность пломб и клейм на СИ, входящих в состав СИКНС.

• 6.2.5 Результаты внешнего осмотра считают положительными, если монтаж СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКНС, внешний вид и комплектность СИКНС соответствуют требованиям технической документации.

• 6.3 Опробование

6.3.1 Проверка идентификационных данных программного обеспечения

• 6.3.1.1 Проверку идентификационных данных программного обеспечения (далее - НО) автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора) необходимо выполнить в следующей последовательности:

• - авторизоваться под пользователем «Метролог»;

• - перейти на вкладку «Сервис»;

• - нажать кнопку «Проверка контрольной суммы»;

• - зафиксировать идентификационные данные ПО и сравнить их с соотве тствующими идентификационными данными, указанными в разделе «Программное обеспечение» описания типаСИКНС.

• 6.3.1.2 Проверку идентификационных данных ПО измерительно-вычислительного комплекса расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК) необходимо выполнить в следующей последовательности:

• - нажать па кнопку «Информация», расположенную на лицевой панели ИВК;

• - зафиксировать иден тификационные данные ПО и сравнить их с соответствующими идентификационными данными, указанными в разделе «Про1раммнос обеспечение» описания типа СИКНС.

Примечание - Проверку идентификационных данных программного обеспечения проводят по показаниям рабочего и резервного ИВК.

• 6.3.1.3 Результаты проверки соответствия ПО считают положительными, если все идентификационные данные совпадают с указанными в описании типа.

6.3.2 Проверка работоспособности

• 6.3.2.1 Проверяют:

• - отсутствие сообщений об ошибках;

• - соответствие текущих измеренных СИКНС значений температуры, давления, расхода данным, отраженным в описании типа СИКНС.

• 6.3.2.2 Результаты проверки работоспособности считают положительными, если:

• - отсутствуют сообщения об ошибках;

• - текущие измеренные СИКНС значения параметров измеряемой среды находятся в диапазонах измерений, отраженных в описании тина СИКНС.

6.4 Определение метрологических характеристик

6.4.1 Определение приведенной погрешности измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА

• 6.4.1.1 Отключают первичный измерительный преобразователь ИК и к соответствующему каналу, включая барьер искрозащиты, подключают калибратор, установленный в режим имитации сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА.

• 6.4.1.2 С помощью калибратора устанавливают электрический сигнал силы постоянного тока. В качестве контрольных точек принимают точки 4; 8; 12; 16; 20 мА.

• 6.4.1.3 Считывают значения входного сигнала с дисплея комплекса измерительновычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБЛК+» (далее - ИВК) или с монитора ав томатизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора) и в каждой контрольной точке рассчитывают приведенную погрешностьу_1} %, по формуле

_7[= 1,нм-Ц ,_{100>                                  (1)}

^Amax ^Amin

где 1_н1м - значение тока, соответствующее показанию измеряемого параметра СИКНС в /-ой реперной точке, мА;

1_ЭТ - показание калибратора в /-ой реперной точке, мА;

1     - максимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы

постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА;

I_niin - минимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА.

• 6.4.1.4 Если показания СИКНС можно просмотреть только в единицах измеряемой величины, то при линейной функции преобразования значения тока 1_Н._1М, мА, рассчитывают по формуле

где Xj - максимальное значение измеряемого параметра, соответствующее максимальному значению i-рапицы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

X, - минимальное значение измеряемого параметра, соответствующее минимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

X, - значение измеряемого параметра, соответствующее задаваемому аналоговому сигналу силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений. Считывают с дисплея ИВК или с монитора АРМ оператора.

• 6.4.1.5 Результаты определения приведенной погрешности измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА считают положительными, если рассчитанная приведенная погрешность в каждой контрольной точке не выходит за пределы ±0,12 %.

6.4.2 Определение абсолютной погрешности СИКИС при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала)

• 6.4.2.1 Отключают первичный измерительный преобразователь и к соответствующему каналу подключают калибратор, установленный в режим генерации импульсов, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

• 6.4.2.2 Фиксируют количество импульсов, накопленное ИВК.

• 6.4.2.3 С помощью калибратора подают последовательность импульсов (импульсный сигнал) из 10000 импульсов, предусмотрев синхронизацию начала счета.

• 6.4.2.4 Считывают значения входного сигнала с дисплея ИВК накопленное значение и рассчитывают абсолютную погрешность А_п, импульс, по формуле

Д_л=п„_1м-п_м>                               (3)

где п_нзм    - количество импульсов, подсчитанное ИВК, импульс;

п      -  количество импульсов, заданное калибратором, импульс.

• 6.4.2.5 Операции по 6.4.2.2-6.4.2.4 проводят не менее трех раз.

• 6.4.2.6 Результаты определения абсолютной погрешности СИКНС при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) считают положительными, если абсолютная погрешность при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) не превышает ±1 импульс на 10000 импульсов.

6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

• 6.4.3.1 При поверке расходомеров массовых Promass (далее - РМ), входящих в состав СИКПС, по документу МП 208-020-2017 «ГСП. Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500). Методика поверки» относительную погрешность измерений массы сырой нефти 5_М, %, рассчитывают по формуле:

⁵м ⁼

где 5,_)П    - относительная погрешность РМ при измерении массового расхода и

массы, %;

5_n - относительная погрешность при преобразовании входного импульсного сигнала, %;

б_т - относительная погрешность ИВК при измерении интервала времени, %.

• 6.4.3.2 Относительную погрешность при преобразовании входного импульсного сигнала 6_N, %, рассчитывают по формуле:

8_n=±!-100%,                              (5)

N

где A_n - абсолютная погрешность ИВК при преобразовании входного импульсного сигнала, импульс;

N - количество импульсов, подсчитанное ИВК, импульс.

• 6.4.3.3 При поверке расходомеров массовых Promass, входящих в состав СИКЛС, на месте эксплуатации по МИ 3151—2008 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации •грубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности» или по МИ 3272-2010 «Государственная система обеспечения единства измерений. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности» пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти составляют ±0,25 %.

• 6.4.3.4 Результаты определения относительной погрешности измерений массы сырой нефти считают положительными, если рассчитанное значение относительной погрешности измерений массы сырой нефти не выходит за пределы ±0,25 %.

6.4.4 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти

6.4.4.1 Относительную погрешность при измерении массы нетто сырой нефти б_Ми, %,

f

относительная погрешность при измерении массы брутто нефти, %; абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

• -  абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей, %;

• -  абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %;

• -  массовая доля воды в нефти, %;

• -  массовая доля механических примесей в нефти, %;

• -  массовая доля хлористых солей в нефти, %.

• 6.4.4.2 При определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории пределы абсолютной погрешности определений массовой доли воды в сырой нефти AW_B, %, вычисляют по формуле

где R - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в массовых долях,%;

г_в - повторяемость (сходимость) метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в массовых долях, %.

• 6.4.4.3 При определении массовой доли воды в сырой нефти по результатам измерений объемной доли воды в сырой нефти влагомером пределы абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в сырой нефти AW_b, %, вычисляют по формуле

ДУ/ - ±       ' Р

Рен

абсолютная погрешность определения объемной доли воды в сырой нефти влагомером при рабочих условиях с учетом погрешности измерения аналоговых сигналов контроллера, %.

р_н — плотность воды, приведенная к условиям измерений объемной доли воды, кг/м³;

р — плотность сырой нефти, приведенная к условиям измерения объемной доли воды, кг/м³.

• 6.4.4.4 Пределы абсолютной погрешности определений массовой доли механических примесей в сырой нефти AW_Mn, %, вычисляют в соответствии с ГОСТ 33701—2015 по формуле

₍₉₎

где R - воспроизводимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях, %;

_{г п} - сходимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях, %.

• 6.4.4.5 Пределы абсолютной погрешности определений массовой доли хлористых солей в сырой нефти AW_XC, %, вычисляют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 по формуле

где R - воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, выраженная в массовых долях, %;

_г - сходимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, выраженная в массовых долях, %.

• 6.4.4.6 Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей R_xc по

ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости г_хс. Значение сходимости

г_х. выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли % по формуле

^хс л

Рси20

• - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

• - плотность сырой нефти при 20 °C.

• 6.4.4.7 Результаты определения пределов относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти считают положительными, если рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти не превышают следующих значений:

а) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды с применением влагомера УДВН-1пм1, при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 4,32 % включ., составляют ±0,35 %.

б) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, не более:

• - ±0,34 в диапазоне массовой доли воды в сырой нефти от 0 до 2,54 % включ.;

• - ±0,49 в диапазоне массовой доли воды в сырой нефти св. 2,54 до 5,00 % включ.

6.5 Результаты поверки

Результаты поверки СИКНС считают положительными, если результаты мероприятий по 6.1-6.4 положительные.

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

Результаты поверки оформляются в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений.

7 из 7