Инструкция «ГСОЕИ.Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть»» (Код не указан!)

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР)

УТВЕРЖДАЮ

\

\

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть»

Методика поверки

Казань

2012 г.

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП ВНИИР

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система), принадлежащую ООО «ТНГК-Развитие» и предназначенную для автоматических измерений массы сырой нефти при проведении учетных операций на объекте УУН Западно-Бурейкинского месторождения, и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица! - Операции поверки

• 2.1 Установка передвижная поверочная (далее - ПУ) с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их рабочем диапазоне измерений и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % или ± 0,1 %;

• 2.2 Калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °C до 155 °C, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °C.

• 2.3 Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5^х 10'⁴ в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5x10⁸ имп.

• 2.4 Калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

• 2.5 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки средств измерений (СИ) утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной методике поверки.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• -  ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», а также другими действующими отраслевыми нормативными документами (НД);

• -  правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• -  правилами технической эксплуатации электроустановок;

• -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

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

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

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи сырой нефти.

Таблица2 - Характеристики системы и измеряемой среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Проверка идентификационных данных ПО

  • 6.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описание типа на систему.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI-6000 (далее - ИВК) проводят в соответствии с его руководством пользователя в следующей последовательности:

• - включить питание ИВК;

• - на передней панели ИВК, в режиме индикации, нажать клавиши «Статус», «Дисплей»;

• - нажатием клавиши «J,» (стрелка вниз) листаем до конца списка;

• - на экран ИВК выводятся идентификационный номер ПО и контрольная сумма ПО.

• 6.2.3  Определение идентификационных данных ПО комплекса программного автоматизированного рабочего места оператора (АРМ «Сфера») проводят в соответствии с его руководством пользователя в следующей последовательности:

• - Включить программу АРМ оператора «Сфера»

• - зайти в меню "Справка"->"О Программе"

• - в появившимся диалоговом окне будут указаны идентификационные данные АРМ «Сфера»

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

• -  комплектность системы должна соответствовать технической документации;

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

• -  надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав системы.

  • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

  • 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

На элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек сырой нефти.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

  • 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы. Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, предназначенный для измерения объемного расхода сырой нефти в блоке измерений параметров сырой нефти, и ДД, предназначенные для измерения разности давления, подлежат калибровке.

При вводе в действие нового НД, отменяющего действие одного из перечисленных в таблице 3, поверку СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с требованиям! НД, введенного в действие.                                                                ,

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

Относительную погрешность измерений массы сырой нефти при прямом методе динамических измерений принимают равной относительной погрешности измерений массы сырой нефти с помощью СРМ.

Поверку СРМ на месте эксплуатации в рабочем диапазоне измерений массового расхода выполняют в автоматизированном режиме с применением ПУ в комплекте с ПП (при необходимости).

Все операции, связанные с подготовкой и проведением поверки, выполняют в соответствии с НД на методики поверки, приведенными в таблице 3.

Относительная погрешность измерений массы сырой нефти для рабочего и резервного СРМ не должна превышать ± 0,25 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 ПР 50.2.006-94 «ГСП. Порядок проведения поверки средств измерений».

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с ПР 50.2.006.

7