Методика поверки «Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Горбатовская ЦПНГ-6» (МП 1312/4-311229-2017)

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

«УТВЕРЖДАЮ»

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Горбатовская ЦПНГ-6

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 1312/4-311229-2017

г. Казань

2017

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Введение

• 2 операции поверки

• 3 Средства поверки

• 4 Требования к технике безопасности и требования к квалификации поверителей

• 5 Условия поверки

• 6 Подготовка к поверке

• 7 Проведение поверки

• 8 Оформление результатов поверки

1 ВВЕДЕНИЕ

• 1.1 Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Горбатовская ЦПНГ-6 (далее - СИКНС), зав. №9, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

• 1.2 Интервал между поверками СИКНС - 3 года.

• 1.3 Поверка СИКНС проводится поэлементно. Поверка средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС, осуществляется в соответствии с их методиками поверки. В таблице 1 приведен перечень документов, устанавливающих методику поверки на СИ в составе СИКНС.

Таблица 1 - Перечень документов на методику поверки СИ в составе СИКН

2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки СИКНС должны быть выполнены операции, указанные в таблице 2.

Таблица 2 - Операции поверки

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3.1 При проведении поверки СИКНС применяют эталоны и СИ, приведенные в таблице 3.

Таблица 3 - Основные эталоны и СИ

• 3.2 Допускается использование других эталонов и СИ с характеристиками, не уступающими характеристикам, указанным в таблице 2.

• 3.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; СИ должны иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

4 ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

• 4.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие требования:

• - корпуса применяемых СИ должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

• - ко всем используемым СИ должен быть обеспечен свободный доступ для заземления, настройки и измерений;

• - работы по соединению вспомогательных устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

• - обеспечивающие безопасность труда, производственную санитарию и охрану окружающей среды;

• - предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», а также эксплуатационной документацией оборудования, его компонентов и применяемых средств поверки.

• 4.2 К работе по поверке должны допускаться лица:

• - достигшие 18-летнего возраста;

• - прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке;

• - изучившие эксплуатационную документацию на СИКНС, СИ, входящие в состав СИКНС, и средства поверки.

5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха                       от 10 до 25 °C;

• - относительная влажность                                от 30 до 80 %;

• - атмосферное давление                                  от 84 до 106 кПа.

6 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

• - проверяют заземление СИ, работающих под напряжением;

• - эталонные СИ и средства обработки информации (далее - СОИ) СИКНС выдерживают при температуре указанной в разделе 5 не менее трех часов, если время их выдержки не указано в инструкции по эксплуатации;

• - эталонные СИ и СОИ СИКНС устанавливают в рабочее положение с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

• - осуществляют соединение и подготовку к проведению измерений эталонных СИ и СОИ СИКНС в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

7 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

7.1 Проверка технической документации

• 7.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют наличие:

• - руководства по эксплуатации на СИКНС;

• - паспорта на СИКНС;

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

• - действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки всех СИ, входящих в состав СИКНС;

• - свидетельства о предыдущей поверке СИКНС (при периодической поверке);

• - методики поверки на СИКНС.

• 7.1.2 Результаты проверки технической документации считают положительными при наличии всей технической документации по 7.1.1.

7.2 Внешний осмотр

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

• 7.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКНС устанавливают состав и комплектность СИКНС. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в паспорте на СИКНС. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, записям в паспорте на СИКНС.

• 7.2.3 Проверяют герметичность всех узлов соединений, контролируют отсутствие утечки рабочей среды, отсутствие механических повреждений и загрязнений, следов коррозии, посторонних шумов и вибраций.

• 7.2.4 Отсутствие обрывов и нарушения изоляции проводников кабелей и жгутов, влияющих на функционирование СИКНС.

• 7.2.5 Наличие и прочность крепления разъемов и органов управления СИКНС.

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

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

• 7.3 Опробование

7.3.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКНС

• 7.3.1.1 Подлинность и целостность программного обеспечения (далее - ПО) СИКНС проверяют сравнением идентификационных данных ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и отраженными в описании типа СИКНС.

• 7.3.1.2 Проверяют возможность несанкционированного доступа к ПО СИКНС и наличие авторизации (введение пароля, возможность обхода авторизации, проверка реакции ПО СИКНС на неоднократный ввод неправильного пароля).

• 7.3.1.3 Результаты подтверждения соответствия ПО СИКНС считают положительными, если:

• - идентификационные данные ПО СИКНС совпадают с исходными, указанными в паспорте на СИКНС;

• - исключается возможность несанкционированного доступа к ПО СИКНС, обеспечивается авторизация.

7.3.2 Проверка работоспособности СИКНС

• 7.3.2.1 Приводят СИКНС в рабочее состояние в соответствие с эксплуатационной документацией. Проверяют прохождение сигналов средств поверки, имитирующих измерительные сигналы (от 4 до 20 мА, сигналы сопротивления). Проверяют на дисплее монитора операторской станции управления СИКНС показания по регистрируемым в соответствии с конфигурацией СИКНС параметрам технологического процесса.

• 7.3.2.2 Результаты проверки работоспособности СИКНС считают положительными, если при увеличении и уменьшении значения входного сигнала (от 4 до 20 мА, сигналы сопротивления) соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на дисплее монитора операторской станции управления.

• 7.3.3 Результаты опробования считают положительными, если выполняются требования по 7.3.1 и 7.3.2

7.4 Определение метрологических характеристик

• 7.4.1 Определение погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА)

  • 7.4.1.1 Отключают первичный измерительный преобразователь (далее - ИП) и к соответствующему каналу подключают калибратор, установленный в режим имитации сигналов силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

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

  • 7.4.1.3 Считывают значения входного сигнала с дисплея комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК) или с монитора автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора) и в каждой реперной точке рассчитывают приведенную погрешность преобразования токового сигнала у,, %, по формуле

_{Yi =} ._{100> (1)} ^Amax ^xmin

где 1^   - значение тока, соответствующее показанию измеряемого параметра СИКНС

в z-ой реперной точке, мА;

где М - масса сырой нефти, измеренная при помощи счетчика-расходомера массового, т;

W   - массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %;

W   - массовая доля воды в сырой нефти, %;

W_n - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в лаборатории по ГОСТ 6370-83;

W_xc - массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в соответствии с ГОСТ 21534-76.

• 7.4.3.2 Массовую долю растворенного газа в сырой нефти W , %, вычисляют по формуле

^=^^■100,                    (5)

Рен

где у - объемная доля растворённого газа в сырой нефти, м³/ м³, приведенного к ^рг      стандартным условиям, определяемая в соответствии с МИ 2575-2000;

р_г - плотность газа в стандартных условиях, кг/м³, вычисленная по ГОСТ 31369-2008;

рР - плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³.

• 7.4.3.3 Массовую долю воды в сырой нефти W_Me, %, при изменении объемной доли воды

влагомером нефти сырой ВСН-2 или в лаборатории, вычисляют по формуле

(6)

объемная доля воды в сырой нефти, %, измеряемая влагомером нефти сырой ВСН-2;

плотность пластовой воды в рабочих условиях, кг/м³.

• 7.4.3.4 Плотность сырой нефти в рабочих условиях р?_н, кг/м³, определяют по формуле ( W }    W

__ -Р 1    ' Ов I ,        ' Ов                                                        /П\ ^Рсн ~^Рн \  100 J ^Рв  100’

где рР_н - плотность обезвоженной дегазированной нефти в рабочих условиях, кг/м³,

вычисленная согласно таблицам Р 50.2.076-2010.

• 7.4.3.5 В лаборатории массовую долю воды определяют по методике измерений ФР. 1.31.2014.17851 и ФР. 1.29.2016.25448.

• 7.4.3.6 Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти W_xc, %, вычисляют по формуле

^.=0.1—, (8) А

где ср_с - концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³), определяют в лаборатории по ГОСТ 21534-76;

р_н - плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведённая к стандартным условиям, кг/м³, определяемая в лаборатории по ГОСТ 3900-82.

• 7.4.3.7 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти , %, в соответствии с МИ 2693-2001, вычисляют по формуле

  

  (     Y

  г

  у

  f     Y

  Г

  у

  Л

  Д1Г

  А17

  Ы¥рг

  Д1К

  +

  +

  +

  +

  +

  . w

  W

  W

  W

  W

  1      мв

  1      ргв

  1 __   пв

  хсв

  1 100 J

  100 ;

  1 100 J

  100)

  100 J

  *W_Me

  W

  сгв

  W

  ргв

  aw

  пв

  W

  пв

  W

  хсв

  пределы допускаемой относительной погрешности измерения счетчика-расходомера массового %;

  пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

  верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

  пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли свободного газа в сырой нефти, %;

  верхний предел измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти, %, принимается равным нулю;

  пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

  верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

  пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %; верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

  пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

  - верхний предел измерений массовой обезвоженной дегазированной нефти, %.

  доли хлористых солей в

• 7.4.3.8 Пределы допускаемой абсолютной погрешности

  определения массовой доли сырой нефти ВСН-2 или в

воды в сырой нефти Д№_мв, %, при измерении влагомером

лаборатории, вычисляют по формуле

AW ■ р^р

AW _=±--

Мв               п      ’

Рс_Н

пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, принимаемой равной пределам допускаемой абсолютной погрешности влагомера нефти сырой ВСН-2, %.

• 7.4.3.9 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти ЛИ^/_ив, %, при измерении массовой доли воды в лаборатории по ФР.1.31.2014.17851, вычисляют по формуле

W 5

дм/ = +__^{мв мв}

_{мв 10()} >

Р„

Рст

• 7.4.3.11 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа AW, %, вычисляют по формуле

AW =±

рг

где AV - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575-2000, не более ± 0,1 %.

• 7.4.3.12 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли механических примесей, AW_XC,%, вычисляют по формуле

ДЖ_ж=0,1-^±,                             (14)

Ри

гдр А<р_с - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³).

• 7.4.3.13 Абсолютные погрешности измерений массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001.

• 7.4.3.14 Для доверительной вероятности Р=0,95 и двух измерений соответствующего показателя сырой нефти абсолютную погрешность AWt, %, измерений i показателя вычисляют по формуле

  

(15)

где R.,r_t - воспроизводимость и сходимость методов определения i показателей качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 21534-76, ГОСТ 6370-83, %, массовых долей.

• 7.4.3.15 Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной 2г_хс. Значение сходимости метода г_хс, мг/дм³, в соответствии с ГОСТ 21534-76 переводят в массовые доли по формуле

• 7.4.3.16 Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти не превышают следующих значений:

а) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

• - от 0 до 10 % включ.

• - св. 10 до 20 % включ.

• - св. 20 до 30 % включ.

б) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в лаборатории, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

• - от 0,03 до 10,00 % включ. ±3,0;

• - св. 10 до 20 % включ.       ±3,4;

• - св. 20 до 30 % включ.       ±4,0.

• 7.4.3.17 Результаты определения метрологических характеристик считают положительными, если выполняются требования по 7.4.1 - 7.4.3.

7.5 Результаты поверки

• 7.5.1 Результаты поверки СИКНС считают положительными, если результаты мероприятий по 7.1 -7.4 положительные.

8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». Протокол поверки оформляют в виде приложения к свидетельству о поверке

• 8.2 Отрицательные результаты поверки СИКНС оформляют в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». При этом выписывается извещение о непригодности к применению СИКНС с указанием причин непригодности.

11 из 11