Методика поверки «ГСИ.Система измерений количества и показателей качества нефти № 720 ПСП «Невель» ООО «Транснефть - Балтика»» (НА.ГНМЦ.0479-20 МП)

СОГЛАСОВАНО

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 720 ПСП «Невель» ООО «Транснефть - Балтика»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0479-20 МП с изменением №1

Казань

2021

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Гордеев Е.Ю.,

Гаязов Ф.Р.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 720 ПСП «Невель» ООО «Транснефть-Балтика» (далее - СИКН) и устанавливает методику её первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

Примечание: Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки. Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКН. Если очередной срок поверки средств измерений (далее - СИ) из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, или появляется необходимость проведения внеочередной поверки СИ, то поверяется только это СИ, при этом внеочередную поверку СИКН не проводят.

1 Операции поверки

Таблица 1 - Операции поверки

Поверку СИКН прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 2.1 Рабочий эталон 1-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.

• 2.2 Рабочий эталон 2 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений силы постоянного электрического тока, утвержденной приказом Госстандарта от 1.10.2018г. № 2091 в диапазоне от Т10’^1ё до 100 А, с относительной погрешностью 1,6-10‘²+2-10'³, с допускаемой относительной погрешностью от Т1 О'⁴ до 2-10'².

• 2.3 Рабочий эталон 4 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерения времени и частоты, утвержденной приказом Госстандарта от 31.07.2018г. № 1621.

• 2.4 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ 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 15.12.2020 № 534;

• - 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 №1479 от 16.09.2020 г.;

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.

Раздел 3 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 4.1 Поверка СИКН проводится в условиях эксплуатации.

• 4.2 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 4.3 Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2 - Характеристики СИКН

Продолжение таблицы 2

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

6.1. Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать эксплуатационной документации;

• - на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть чёткими и соответствовать эксплуатационной документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО контроллера FloBoss S600+ (далее - И В К).

Проверка идентификационных данных ПО ИВК проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для двух ИВК (один рабочий и один резервный):

• 1 Из основного меню выбрать пункт:

5* SYSTEM SETTINGS

• 2 В открывшемся меню выбрать пункт:

7* SOFTWARE VERSION

• 3 Нажимать стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL

FILE CSUM

• 4 Считать цифровой идентификатор ПО (SW).

• 5 Нажимать стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL APPLICATION SW

• 6 Считать цифровой идентификатор ПО (идентификационный номер).

• 7 Занести информацию в соответствующие разделы протокола.

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированных рабочих местах оператора (далее по тексту - АРМ оператора).

Для проверки идентификационных данных (признаков) ПК «Cropds» необходимо выполнить следующие действия:

• 1) в основном меню нажать кнопку «Настройки»;

• 2) в выпавшем подменю нажать кнопку «Настройка системы";

• 3) в нижней правой части открывшегося окна нажать кнопку «Проверить»;

• 4) в открывшемся окне нажать кнопку «Обновить»;

• 5)   занести информацию в соответствующие разделы протокола с дисплея АРМ оператора, отображающего идентификационную форму ПК «Cropos», содержащая наименование, номер текущей версии и контрольную сумму метрологически значимой части ПК «Cropos».

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

• 6.3 Опробование

При опробовании проверяют работоспособность СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора, формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, формируется отчет (двухчасовой или сменный), отсутствуют сообщения об ошибках работы СИКН.

Пункт 6.3 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.4 Определение MX СИКН.

• 6.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН.

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа СИКН, наличие сведений о поверке в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений с действующим сроком поверки у проверяемых СИ. В случае отсутствия сведений о поверке на контроллеры измерительные FloBoss S600+ выполняют операции по п.п. 6.4.2 - 6.4.5 настоящей методики поверки соответственно.

Пункт 6.4.1 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.4.2 Определение MX ИК силы тока.

Переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее ИВК в следующей последовательности:

• 1 Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

• 2 В открывшемся меню выбирают пункт:

1* ANALOG INPUTS

• 3 Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. ADC 05-ADC05

• 4 Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

На входе измерительного канала силы постоянного тока при помощи эталона задают значение входного сигнала силы постоянного тока 1_зад, соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение входного сигнала с дисплея ИВК 1_изм. Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона измерений, включая крайние точки диапазона.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения дли увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

Погрешность, приведенную к диапазону измерений L, у, %, вычисляют по формуле

Результаты определения MX считаются положительными, если погрешность при измерении силы постоянного тока не превышает ±0,04 %.

• 6.4.3 Определение MX ИК частоты.

Переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее ИВК в следующей последовательности:

• 1 Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

• 2 В открывшемся меню выбирают пункт:

4* FREQUENCY INPUTS

• 3 Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. FREQ 01 -FRQ01

• 4 Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

На вход измерительного канала частоты при помощи эталона задают значения выходного сигнала частоты f_3M, соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение выходного сигнала с дисплея ИВК f_M3M. Задается не менее пяти значений измеряемого параме"ра, равномерно распределенных в пределах диапазона измерений, включая крайние точки диапазона.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

Абсолютную погрешность измерения частоты A_f, Гц, вычисляют по формуле:

Af ^изм"^зад>                                             (-)

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении не превышает ±0,1 Гц.

• 6.4.4 Определение MX ИК количества импульсов.

Переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее ИВК в следующей последовательности:

• 1 Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

• 2 В открывшемся меню выбирают пункт:

4* PULSE INPUTS

• 3 Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. PIP 01 -PIP01

• 4 Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения дли увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

На вход измерительного канала счета импульсов при помощи эталона задают пачку импульсов Ы_зад не менее 10000 импульсов при частоте соответствующей рабочей частоте ИВК. Проверку проводят для трех частот: 15, 5000 и 10000 Гц. Считывают значение измеренного количества импульсов с дисплея ИВК !Ч_ИЗМ.

Рассчитывают абсолютную погрешность измерения количества импульсоЕ* по формуле:

N_M3M N_3afl,

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении количества импульсов не превышает ±1 на 10000 импульсов.

• 6.4.5 Определение MX ИК вычисления расхода, объёма, массы нефти.

• 6.4.5.1 При подготовке к поверке ИВК для определения массы нефти в память ИВК вводят следующие параметры:

• - значения коэффициентов преобразования ПР;

• - значения коэффициентов преобразования плотности, взятые из сертификатов на преобразователи плотности;

• - диапазоны измерений преобразователей температуры (°C), давления (МПа) и влагосодержания (% об.);

• - плотность воды, содержащейся в нефти (кг/м³).

• 6.4.5.2 Для имитации сигналов преобразователя плотности вводят значение плотности с клавиатуры ИВК.

На источнике сигналов устанавливают частоту следования импульсов 5000 Гц, количество импульсов не менее 50000.

• 6.4.5.3 Относительную погрешность ИВК б_мб при вычислении массы брутто нефти определяют в процентах по формуле

  

(4)

где м_БВ - значение массы брутто по показаниям ИВК, т;

М_БР - расчетное значение массы брутто, т.

Расчетное значение массы брутто вычисляют по формуле

M_BP=V_cp_c-10-³,                                  (5)

где       - значение плотности, приведенное к стандартным условиям при

^Рс температуре 15 °C, кг/м³;

V_c - объем нефти, приведенный к стандартным условиям при температуре 15 °C, м³, вычисляемый по формуле

_Уизм'СпР

^с" 1-₽Рпр

где р - коэффициент сжимаемости нефти;

р_пр - давление нефти в ПР, МПа.

7_ИЗМ " объем нефти измеренный ПР, м³.

С_пр - коэффициент коррекции объема нефти по температуре в ПР, вычисляемый по формуле

C_np=exp(-a(t_np-15)(1+[0,8a(tnp-15)])),

где a - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С;

t_np - температура в ПР, °C;

Значение плотности, приведенное к стандартным условиям при температуре

15 °C , кг/м³, вычисляют по формуле

1-Р-РпП                                      /дх

Рс Ризм Q                                              '

^пп

где р - плотность нефти, измеренная поточным плотномером, кг/м³;

р_пр - давление нефти в поточном плотномере, МПа.

С_пп - коэффициент коррекции объема нефти по температуре в поточном плотномере, вычисляемый по формуле

C_nn=exp(-a(tnn-15)(1+0,8a(tnn-15))),                    (9)

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность б_МБ не превышает ±0,01 %.

• 6.4.6 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН, бМ_бр, %, вычисляют по формуле

бМ_бр=±1,1 j6V²+G²(6p²+₽'²-10⁴-Atp)+P'²-10⁴A^+6N²              (12)

где 5V - относительная погрешность измерений объема нефти, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений объема ПР всех измерительных линий (по свидетельствам о поверке ПР);

5р - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

Atp - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной максимальному из принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователей измерительных в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми, установленных в блоке измерений показателей качества нефти СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры и термопреобразователей сопротивления)

Atv - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальному из принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователей измерительных в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми, установленных в блоке измерений показателей качества нефти СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры и термопреобразователей сопротивления)

р’ - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого приведены в таблице 3 настоящей методики поверки;

5N - относительная погрешность ИВК, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности ИВК (по п.6.4.2 данной методики);

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1+2 p’ t_v

1+2P’V

где t_v - температура нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальной температуре нефти в измерительных линиях, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки:

t_p - температура нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной температуре нефти в блоке измерений показателей качества нефти, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки.

Относительную погрешность измерений плотности нефти 8р, %, вычисляют по формуле

Др-100

бр=-²у~,                                (14)

• - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м³, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений плотности ПП рабочего или резервного (по свидетельствам о поверке ПП);

• - плотность нефти, отображаемая на АРМ оператора в момент проведения поверки; кг/м³.

Таблица 3 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности

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

• 6.4.7 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

время проведения поверки;

• - массовая доля механических примесей в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

• - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

w_xc=o,ijs,                              (16)

"хс

где <р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

р_хс - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м .

Абсолютную погрешность измерений массовых долей воды, механических примесей, и хлористых солей в нефти в лаборатории (Д, %) вычисляют по формуле

Л=±

(17)

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости (повторяемости) г, %. Значение сходимости (повторяемости) г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли, %, по

Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35 %.

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 Сведения о результатах поверки направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 7.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца системы оформляется свидетельство о поверке.

В случае выполнения операций по п.п. 6.4.2 - 6.4.5 настоящей методики поверки пломбировка ИВК осуществляется с помощью проволоки и свинцозой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 7.4 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают и выписывают извещение о непригодности к применению.

Раздел 7 (Измененная редакция, Изм. №1)

Приложение А

(рекомендуемое) Форма протокола поверки СИКН

Протокол N2________________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти № 720 ПСП «Невель» ООО «Транснефть-Балтика»

номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений________________

Диапазон измерений: ____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти в диапазоне измерений, не более, %:__________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в диапазоне измерений, не более, %:__________________________________________

Заводской номер: _________________________________________________________

Принадлежит: ____________________________________________________________

Место проведения поверки:_________________

Поверка выполнена с применением эталонов:__

___________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки: ________________________________________________________

Условия проведения поверки СИКН:

Температура окружающей среды:__________

Атмосферное давление:___________________

Относительная влажность:________________

Результаты поверки:

1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)___________________________________

(соответствует/не соответствует)

2. Подтверждение соответствия ПО СИКН (п.6.2 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО ИВК

• 3. Опробование (п. 6.3 МП)____________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение MX (п. 6.4 МП)

  • 4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН (п. 6.4.1 МП)

Таблица А.З - Сведения о поверке СИ входящих в состав СИКН:

4.2 Определение MX ИК силы тока (п. 6.4.2 МП).

Аналоговый вход________

• 4.3 Определение MX ИК частоты (п. 6.4.3 МП)

Частотный вход________

• 4.4 Определение MX ИК количества импульсов (п. 6.4.4 МП)

Импульсный_______

4.5 Определение MX ИК вычисления расхода, объёма, массы нефти (п.6.4.5)

Измерительная линия №___

• 4.3 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти (п. 6.4.6 МП).

• 4.4 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти (п. 6.4.7 МП)

Должность лица проводившего поверку:

15