Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти No 1522 на ПСП «Тазовский» ООО «Меретояханефтегаз»» (НА.ГНМЦ.0472-21 МП)

СОГЛАСОВАНО

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1522 на ПСП «Тазовский» ООО «Меретояханефтегаз» Методика поверки

НА.ГНМЦ.0472-21 МП

Казань

2021

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Давыдова Е.Н.,

Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №   1522 на ПСП «Тазовский»

ООО «Меретояханефтегаз» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа СИКН, 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.

Интервал между поверками СИКН: один год.

Метрологические характеристики СИКН подтверждаются расчетноэкспериментальным методом в соответствии с разделом 9 настоящей методики поверки.

При определении метрологических характеристик в рамках проводимой поверки обеспечивается передача единицы массового расхода жидкости, в соответствии с государственной поверочной схемой, утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 г. № 256, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону ГЭТ 63-2019.

Реализован метод непосредственного сравнения результата измерения поверяемого средства измерений со значением, определенного эталоном.

• 2.1 При проведении поверки выполняют следующие операции, приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1

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

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

• 3.2 При проведении поверки в условиях эксплуатации СИКН, характеристики измеряемой среды и СИКН должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Табл и ца2

4 Метрологические и технические требования к средствам поверки

4.1 Основное средство поверки приведено в таблице 3. ТаблицаЗ

4.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКН с требуемой точностью.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020г. № 534;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 16.09.2020 г. № 1479;

• - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 г. № 533;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - «Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», утв. приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 15.12.2020г. № 903н;

• - 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.

• 5.2 При появлении течи рабочей жидкости, загазованности и других ситуаций, нарушающих процесс поверки, поверка должна быть прекращена.

• 6.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и соответствующими технической документации.

• 6.2 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, должна быть обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описаниями типа СИ либо в соответствии с МИ 3002-2006 (при отсутствии информации о пломбировании в описании типа СИ).

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

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

• 7.3 Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) формируется и отсутствуют аварийные сообщения о работе СИКН.

• 8.1 Проверка идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее по тексту - ИВК) (основного и резервного).

Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК необходимо выполнить следующие действия: на панели ИВК нажать кнопку «МЕНЮ», затем на мониторе с помощью кнопок перемещения f или | выбрать пункт «Информация о вычислителе» и нажать кнопку <-*, после чего на мониторе ИВК отобразятся идентификационные данные ПО ИВК.

Отображенные идентификационные данные ПО ИВК заносят в таблицу А.1 протокола поверки (Приложение А).

• 8.2 Проверка идентификационных данных ПО программного комплекса «CROPOS» автоматизированного рабочего места оператора (далее по тексту -АРМ оператора).

Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора необходимо выполнить нижеперечисленные действия для основного и резервного АРМ оператора.

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора нажать кнопку «НАСТРОЙКА», далее в появившемся окне нажать кнопку «Настройка системы». На открывшейся странице в правой нижней части экрана расположена кнопка «ПРОВЕРИТЬ CRC32» и отображены идентификационные данные ПО АРМ оператора:

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии ПО;

• - цифровой идентификатор ПО.

Для проверки цифрового идентификатора ПО АРМ оператора нажимают кнопку «ПРОВЕРИТЬ CRC32».

Отображенные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в таблицу А.2 протокола поверки (Приложение А).

• 8.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 8.1 и п. 8.2 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКН ПО, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 9.1 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа СИКН, наличие у проверяемых СИ действующих свидетельств о поверке и/или сведений о поверке (с положительным результатом) в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Сведения результатов проверки указанных СИ заносят в таблицу А.З протокола поверки (Приложение А).

Если очередной срок поверки СИ из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, поверяются только эти СИ, при этом поверку СИКН не проводят.

• 9.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти SM, %, при применении прямого метода динамических измерений в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений» принимают равной максимальному значению относительной погрешности расходомеров массовых Promass (модификации Promass 300) (далее по тексту - ПР), входящих в состав СИКН.

Относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на рабочих измерительных линиях (ИЛ) не должна превышать ±0,25 %, относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на контрольно-резервной ИЛ не должна превышать ±0,20 %.

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

• 9.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 6М_Н, %, вычисляют по формуле

где 8М - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений массы ПР всех ИЛ (по свидетельствам о поверке ПР), %;

д\Д/_в - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (3), %;

д\Л/_мг- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (3), %;

ДУУ_ХС- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (3), %;

W_B - массовая доля воды в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

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

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

W_xc=0,1-^,                                                  (2)

р

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

р - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений Д, %, в

лаборатории массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей вычисляют по формуле

I

(3)

где R и г - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) определения соответствующего показателя качества значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 6370-83, ГОСТ 21534-76.

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

г = 0,1-—,                                                                (4)

р

где Гхс - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³. Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35 %.

• 10.1 Относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на рабочих ИЛ не должна превышать ±0,25 %, относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на контрольно-резервной ИЛ не должна превышать ±0,20 %.

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

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

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

• 11.2 Сведения о результатах поверки СИКН направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений», утвержденным приказом Минпромторга России № 2510 от 31.07.2020 г.

• 11.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца СИКН оформляется свидетельство о поверке. На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают: наименование измеряемой среды; значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 11.4 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описанием типа данных СИ и учетом требований МИ 3002-2006.

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

Приложение А

(рекомендуемое)

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти № 1522 на ПСП «Тазовский» ООО «Меретояханефтегаз» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы брутто нефти, %, не более__________________________________________

• - массы нетто нефти, %, не более_____________________________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Принадлежит:________________________ИНН:____________________________

Место проведения поверки:_________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (раздел 6 МП)__________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Опробование (раздел 7 МП)___________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Подтверждение соответствия ПО (раздел 8 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО ИВК

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

4. Проверка сведений о поверке СИ, входящих в состав СИКН (п. 9.1 МП)

СИ, входящих в состав СИКН

Таблица А.З - Сведения о

• 5 Определение относительной погрешности измерений (п. 9.2 МП)

• 6 Определение относительной погрешности измерений (п. 9.3 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей на ПСП «Тазовский» ООО «Меретояханефтегаз» признана_

к дальнейшей эксплуатации

Должность лица проводившего поверку: ______________

(подпись)

Дата поверки: «______»  _____________ 20___г.

10