Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти № 215 НГДУ "Джалильнефть" ПАО "Татнефть"» (НА.ГНМЦ.0334-19 МП)

Методика поверки

Тип документа

Система измерений количества и показателей качества нефти № 215 НГДУ "Джалильнефть" ПАО "Татнефть"

Наименование

НА.ГНМЦ.0334-19 МП

Обозначение документа

ОП ГНМЦ АО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

tic up V. •

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ AO «Heфтеавтоматика»

M.C. Немиров

2019 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти №215

НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0334-19 МП

Казань

2019

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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 №215 НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1 Внешний осмотр (п. 6.1);

  • 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН (п. 6.2);

  • 1.3 Опробование (п. 6.3);

  • 1.4 Определение метрологических характеристик (MX):

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

    • 1.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 6.4.2),

    • 1.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п. 6.4.3).

2 Средства поверки
  • 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256.

  • 2.2 Средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.

  • 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

  • - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

  • - 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 №390 от 25.04.2012;

  • - СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»;

  • - СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования»;

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.

4 Условия поверки

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

Таблица! - Характеристики измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

товарная нефть

Температура измеряемой среды, °C

от +5 до +30

Давление измеряемой среды, МПа

от 0,22 до 1,8

5 Подготовка к поверке

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

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) клейм на СИ, входящие в состав СИКН.

6 Проведение поверки
  • 6.1 Внешний осмотр

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 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

    • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО устройств измерения параметров жидкости и газа модели 7955.

Проверка идентификационных данных ПО устройств измерения параметров жидкости и газа модели 7955 проводится по номеру версии ПО.

Для просмотра идентификационных данных устройств измерения параметров жидкости и газа модели 7955 необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

На передней панели устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955 нажимают кнопку «Меню» СЗ. После нажатия кнопки «Меню» появится список «Главное меню», в котором с помощью кнопок прокрутки «V» или «л» (слева от дисплея) выбирают страницу со строкой «Software version» и нажимают соответствующую данной строке кнопку справа от дисплея («а», «Ь», «с» или «d»). После нажатия кнопки на экране отобразится номер версии ПО устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955.

Полученную информацию заносят в соответствующие разделы протокола А.

  • 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора «Cropos».

Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора «Cropos» проводится по следующим файлам: «DENS.EXE», «DOC.EXE», «POVERKA.EXE» и «REPORT.EXE».

Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора «Cropos» на мнемосхеме АРМ оператора нажимают кнопку «Сервис». В открывшемся окне в строках с названиями модулей «DENS.EXE», «DOC.EXE», «POVERKA.EXE» и «REPORT.EXE» будут отображены идентификационные данные ПО АРМ оператора «Cropos». При нажатии кнопки «Проверить» в конце строк с названиями модулей «DENS.EXE», «DOC.EXE», «POVERKA.EXE» и «REPORT.EXE» появится окно «GetCRC32», в котором будет указан путь расположения соответствующего проверяемого файла и результат расчета его контрольной суммы.

Полученную информацию заносят в соответствующие разделы протокола А.

  • 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 6.2.1 и п. 6.2.2 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.

  • 6.3 Опробование.

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

  • 6.4 Определение MX.

    • 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

Т аблица2 - Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

нд

Преобразователи      расхода

жидкости турбинные MVTM (далее - ПР)

МИ 1974-04     «Рекомендация.     ГСИ.

Преобразователи   расхода    турбинные.

Методика поверки»

Влагомеры нефти поточные

УДВН-1пм

МИ 2366-2005 «ГСИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН-1п. Методика поверки»

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

МИ 2326-95     Рекомендации.     «ГСИ.

Преобразователи   плотности   поточные.

Методика поверки на месте эксплуатации»

Преобразователи плотности и вязкости              жидкости

измерительные модели 7827

МИ 2391-97     Рекомендации.     «ГСИ.

Вискозиметр поточный фирмы «Solartron transducers». Методика поверки»

Преобразователи измерительные Rosemount 644

12.5314.000.00 МП       «Преобразователи

измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р. Методика поверки»

Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065

ГОСТ 8.461-2009                    «ГСИ.

Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»

Преобразователи     давления

измерительные КМ35

МЦКЛ.0235.МП «Преобразователи давления измерительные КМ35. Методика поверки»

Датчики давления Метран-22-Ех

МИ 1997-89 «Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

Датчики давления «Метран-100»

МИ 4212-012-2001    «Датчики    давления

(измерительные преобразователи) типа «Метран». Методика поверки»

Наименование СИ

нд

Устройства           измерения

параметров жидкости и газа модели 7955

«Рекомендация. ГСИ. Устройства измерения параметров жидкости и газа моделей 7950, 7951,     7955     фирмы     «Solartron».

Великобритания. Методика поверки», утв. ВНИИМС в 1996 г.

Преобразователи      расхода

турбинные НОРД, МИГ-М

МП 0447-1-2016               «Инструкция.

Преобразователи расхода турбинные НОРД, МИГ-М. Методика поверки»

МИ 3380-2012    «Рекомендация.    ГСИ.

Преобразователи   объемного   расхода.

Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой»

Термометры ртутные стеклянные лабораторные

ГОСТ 8.279-78 «Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методы и средства поверки»

Манометры показывающие

МИ 2124-90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры,            напоромеры,

тягонапоромеры     показывающие     и

самопишущие. Методика поверки»

  • 4.6.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН <5М, %, вычисляют по формуле

SM = ±1,1 •     +G2     + ^2 104 • АТ;)+   -104 • Д7? + ЯУ2,

где dV - пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %. За 6V принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений ПР;

др - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

ДТ^ ATV- пределы допускаемых абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

/Г - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого приведены в таблице 3 настоящей методике поверки в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 (приложение А);

SN - предел допускаемой относительной погрешности вычислителя расхода,%;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

cJ+Wv

l + 2/ГТ

где Tv, Tf, - температуры нефти при измерениях ее объема и плотности етственно, °C.

Величину 5р, %, вычисляют по формуле

с Ар-100

др =------

Z^min

где Др - предел основной допускаемой погрешности измерений плотности нефти, кг/м3;

pmin - минимальное значение плотности нефти, кг/м3.

ТаблицаЗ - Коэффициенты объемного расширения нефти в

зависимости от её плотности

р, кг/м3

Р', 1/°С

р, кг/м3

Р', 1/°С

750,0-759,9

0,00109

810,0-819,9

0,00092

760,0-769,9

0,00106

820,0-829,9

0,00089

770,0-779,9

0,00103

830,0-839,9

0,00086

780,0-789,9

0,00100

840,0-849,9

0,00084

790,0-799,9

0,00097

850,0-859,9

0,00081

800,0-809,9

0,00094

860,0-869,9

0,00079

массы брутто

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

4.6.3 Определение относительной погрешности измерений нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти формуле:

массы нетто

вычисляют по

(AFT,)2 ±(А^ИЛ)2 + (АРГХС)2

мп      хе

в

I юо )
  • - пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %;

  • - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

  • - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %; AFF«„- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических

примесей в нефти, %;

ди;г - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

  • - массовая доля воды в нефти, %;

  • - массовая доля механических примесей в нефти, %;

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

Ф

Р (

  • - массовая концентрация хлористых солей в нефти определенная в лаборатории по ГОСТ 21534-76, мг/дм3;

  • - плотность нефти, измеренная в лаборатории, кг/м3.

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

где SMH

ди;

и; wMn ^хс

где хс

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерениях соответствующего

показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений (А, % вычисляют по формуле

массы)

А = ±

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

Воспроизводимость метода определения 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 % массы по формуле

'                  у

р

где гхс - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм3.

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

7 Оформление результатов поверки

  • 7.1 Результаты идентификации программного обеспечения оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

  • 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

  • - наименование измеряемой среды;

  • - значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти;

  • - идентификационные признаки ПО СИКН.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

  • 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности к применению в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

Место проведения поверки:_________________________________________________________________

Наименование СИ:_____________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №_________________________________________________________________

Идентификационные данные ПО_________________________________________________________:

(наименование ПО)

Идентификационные данные

Значение, полученное во время поверки СИКН

Значение,указанное в описании типа СИКН

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные

Заключение: ПО СИКН соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа СИКН.

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)          (инициалы, фамилия)

Дата поверки:                                                                «______»    _____________ 20___г.

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель