Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти при ПСП ЗАО "ХИТ Р"» (МП 0975-9-2019)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ ПРИ ПСП ЗАО «ХИТ Р»

Методика поверки

МП 0975-9-2019

Начальник отдела НИО-9

<12^^ ~_____К.А. Левин

Тел. отдела: (843)273-28-96

Казань

2019

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

Ахметзянова Л.А.

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти (далее - система), предназначенную для автоматизированных измерений массы нефти, поставляемой в АО «ТАТОЙЛГАЗ», на ПСП ЗАО «ХИТ Р».

Поверку системы проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или в фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки.

Если очередной срок поверки средств измерений из состава СИКЛ наступает до очередного срока поверки СИКН, поверяется только это средство измерений, при этом поверку СИКН не проводят.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

Интервал между поверками СИ из состава СИКН, за исключением термометров -12 месяцев.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица 1 - Операции при поверке

• 2.1  Основные средства поверки СИКН

  • 2.1.1   Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.02.2018 г. №256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки расходомеров массовых Promass, входящих в состав системы, в рабочем диапазоне измерений.

  • 2.1.2   При осуществлении поверки СИ, входящих в состав СИКН, применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - СИ), перечисленных в таблице 4.

  • 2.1.3   Все применяемые эталоны должны быть аттестованы и зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими нормативными документами (далее -НД);

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

• -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

Характеристики измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи нефти.

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики системы и

измеряемой среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав системы четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.3 Проверка идентификации и защиты ПО системы

  • 6.3.1 Проверка идентификационных данных программных модулей, включающих в себя метрологически значимые алгоритмы вычислений АРМ оператора, осуществляется в окне «Проверка контрольных сумм метрологически значимой части программного кода (рисунок 1).

Выход

Рисунок 1- Окно проверки контрольных сумм

Вызов окна производится нажатием на кнопку «Проверка контрольных сумм» из диалогового меню «О программе», расположенного на главном окне АРМ оператора.

Для проверки модуля расчета параметров нефти и вычисления массы нетто,

Для проверки модуля вычисления параметров поверки и КМХ расходомеров, нажимают кнопку «Проверка модуля CalcPov.dll».

При проверке соответствующих модулей проводится анализ файлов с выводом полученной информации о программном модуле:

• имя файла;

• •  версия файла;

• •  объем в байтах;

• •  контрольная HASH-сумма;

• •  результат сверки контрольной суммы с эталонным значением.

• 6.3.2 Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК):

Номер версии и контрольную сумму ПО можно узнать, нажав на клавишу «i» (информация) на лицевой панели ИВК и прокрутив список, с помощью клавиши «■Jk», либо через конфигурационное ПО «Конфигуратор ИВК АБАК+».

• 6.3.3 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в таблице 3.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

6.4 Опробование

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

системы.

• 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с руководством по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

• 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

На элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек нефти.

6.5 Определение метрологических характеристик

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы,

проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 4.

Таблица 4 - СИ, входящие в состав СИКН, и методики их поверки

Продолжение таблицы 4

6.5.2 Определение относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти проводят с применением передвижной поверочной установкой с массомерами (далее - ППУ).

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти определяют сравнением значений массы нефти, измеренных расходомерами массовыми Promass модификации F300 (далее - РМ), входящими в состав системы, со значениями массы брутто нефти, измеренными ППУ.

Для каждого РМ проводят три измерения массы брутто нефти в точках, соответствующих нижнему пределу измерений расхода, верхнему пределу измерений расхода и среднему между ними. В каждой точке расхода выполняют не менее пяти измерений массы нефти. Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 5М_бр, %, определяют для РМ по формуле:

<Ш_бр=^'^М^-100%,                  ₍1)

где   М_рм - масса брутто нефти, измеренная РМ, т;

М_ппу - масса брутто нефти, измеренная ППУ, т.

Результаты считают положительными, если значение относительной погрешности измерений массы брутто нефти в каждой точке при каждом измерении не превышает значения ±0,25 % для рабочего РМ, ± 0,2% для контрольно-резервного РМ, применяемого в качестве контрольного.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8М_Н, %, определяют

расчетным путем в соответствии с методикой измерений «ГСП. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти при ПСП ЗАО «ХИТ Р» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/6409-19 от 24.05.2019 г.) по формуле:

где

8М_бр - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

^■W_e- абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

При измерениях объемной доли воды поточным влагомером вычисляется по

где Л<д_д — абсолютная погрешность измерений объемной доли воды поточным влагомером, %;

A W_Mn - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей, %;

A W_xc - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %,

Д^_с - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³.

9.4 Абсолютные погрешности измерений в лаборатории массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015.

Для доверительной вероятности Р=0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

_{А ±}л/л²-г²-0,5

где R и г - соответственно воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости.

Результаты считают положительными, если значение относительной погрешности измерений массы нетто нефти в соответствии с требованиями Приказа Минэнерго России от 15 марта 2016 года № 179 не превышает: ±0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 Приказа Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.3 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

8