Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти №249 на ПСП "ПОКРОВКА" АО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ"» (МП 1275-9-2021)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им. Д.И. МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

СОГЛАСОВАНО:

И.о. директора филиала ВНИИР - филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Мен-

A.C. Тайбинский

Методика поверки

МП 1275-9-2021

! Начальник НИО-9

К.А. Левин

8-96

Казань

2021

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

В.В. Гетман

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 249 на ПСП «Покровка» АО «Оренбургнефть» (далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверка СИКН осуществляется в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости» обеспечивается прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону единиц массы и объема жидкости в потоке, массового и объемного расходов жидкости (ГЭТ 63-2019).

Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательной передачей сведений об объеме проведенной поверки в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Методы поверки средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКН, приведены в документах на методики поверки СИ.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками средств измерений (далее - СИ) из состава СИКН указан в документах на методики поверки СИ.

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

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

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

Измеряемая среда - нефть, соответствующая техническому регламенту, национальному стандарту.

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

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным отчетных документов.

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики СИКН и измеряемой среды

К поверке допускаются лица, изучившие руководство по эксплуатации на СИКН и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже III в соответствии с ПОТ Р М-016-2001 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

• 5.1 Метрологические и технические требования к средствам поверки, которые применяются для поверки преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM Dy 6”, приведены

в таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические и технические требования к средствам поверки

5.2 Допускается применение аналогичных указанным в таблице 3 средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM Dy 6” с требуемой точностью.

промышленности» (Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 № 534 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 6.2   Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 6.3   СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 31610.0-2019 «Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования».

• 6.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

• 7.1 Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

• 7.2 При проверке внешнего вида СИКН должны выполняться следующие требования:

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений, препятствующих ее применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• - СИ, входящие в состав СИКН, должны быть снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с описанием типа на средства измерений, эксплуатационной документацией или МИ 3002-2006 «Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

СИКН, не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 8.1 Опробование

Опробуют СИКН путем увеличения или уменьшения расхода измеряемой среды в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считаются удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении расхода измеряемой среды соответствующим образом изменялись показания на соответствующих средствах отображения информации.

• 8.2 Проверяют герметичность СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на

СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления.

• 9.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описание типа

  СИКН.

• 9.2   Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «ИМЦ-03» (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством оператора.

• 9.3   Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора Rate проводят в соответствии с руководством оператора.

• 10.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами на методики поверки, указанными в описании типа соответствующего СИ.

• 10.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто

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 проведенной поверки.

• 10.2.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти при косвенном методе динамических измерений, 8Мб, %, определяют в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений (с поправкой)» с применением средств поверки, указанных в таблице 3 настоящей методики поверки, а также средств поверки, указанных в методиках поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 10.2.2 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти при косвенном методе динамических измерений, 8Мн-> %, определяют в соответствии с ГОСТ 8.587 расчетным методом.

11.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти при косвенном методе динамических измерений, <5Мб, %, в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений (с поправкой)» определяют по формуле

где 5V - относительная погрешность измерений объема нефти, %, за 8V принимают относительную погрешность преобразователя расхода жидкости турбинного MVTM Dy 6”;

др- относительная погрешность измерений плотности нефти, %, определяется по фор

муле:

(2)

где Ар - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м³;

Pmin ' минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений плотности СИКН, кг/м³;

ДГ_х,,ДГ_г - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

Р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, определяют по ГОСТ Р 8.587;

3N - относительная погрешность ИВК, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

1 + 2-/?-Т_и

1 + 2-/7-7; ’

где T_v,T_p - температура нефти при измерениях ее объема и плотности соответственно, °C.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти с применением СИКН не должна превышать ± 0,25 %.

• 11.2 Относительную погрешность измерений массы нефти в соответствии с ГОСТ 8.587, ЗМн, %, вычисляют по формуле:

  (ЗМ ¥  \W² + \W² +ДРК²

  8М_Н =±1,Г       ₊ WY_B +

  у 1,1 J ( jy + W + W У I 100 J

  где Д ИЪ - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %, вычисляемая а) при применении поточных СИ объемной доли воды в нефти по формуле

  I ^Фосн ⁺ кфдоп

  k           п

  Рн

  д^_й =

  (4)

  ‘Рв

  (5)

где /\(р_осн- основная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти, %;

^(р_доп~ дополнительная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти, связанная с отклонением температуры нефти на каждые п °C, %.

При отсутствии в описании типа дополнительной погрешности, приравниваем ее нулю.

t - температура нефти в месте измерений объемной доли воды в нефти, °C;

tHOM - номинальная температура, приведенная в описании типа СИ объемной доли воды в нефти;

п - значение температуры, для которого нормируется дополнительная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти;

б) по формуле (8);

J Wmii - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляют по формуле (8);

A Wxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляют по формуле:

Д^_с=0,1-^-,                         (6)

Рн

где Д^»_гс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, вычисляют по формуле (8);

р_р - плотность нефти при условиях измерений (р_хс, кг/м³;

Wb - массовая доля воды в нефти, %;

Wyn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляют по формуле:

Рн

(7)

(pxc ~ массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

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

(8)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды (с Изменением № 1, с Поправками)»;

• - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-2018 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей»;

• - для массовой доли хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН не должна превышать ±0,35 %.

Результаты поверки СИКН передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

При проведении поверки СИКН в сокращенном объеме информация об объеме проведенной поверки передается в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

По заявлению владельца СИКН или лица, представившего СИКН на поверку, при положительных результатах поверки выдается свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510, или в случае отрицательных результатов поверки выдается извещение о непригодности применения СИКН.

Результаты поверки оформляют протоколом согласно приложению А.

Пломбирование СИКН не предусмотрено.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают.

Приложение А (рекомендуемое)

Форма протокола поверки системы

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Наименование средства измерений: _________________________________________________________________________________________

Тип, модель, изготовитель:__

Заводской номер:__

Наименование и адрес заказчика: ______________________________

Методика поверки:

Место проведения поверки:

Поверка выполнена с применением: ______________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды__

Атмосферное давление__

Относительная влажность ___________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

• 1. Внешний осмотр_______________________________________________________________________

• 2. Опробован ие_______________________________________________________________________________________________________________

• 3. Подтверждение соответствия программного обеспечения____________________________________________________________

• 4. Определение метрологических характеристик

Подпись лица, проводившего поверку________________________

Дата поверки______________________________________________

9