Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН "Центральная Оха" ООО "РН-Салалинморнефтегаз"» (МП 0709/1-311229-2020)

ООО Центр Метрологии «СТП»

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

«УТВЕРЖДАЮ»

Технический, директор но испытаниям омогии «СТП» .В. Фефелов

2020 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 0709/1-311229-2020

г. Казань

2020

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (далее - СИКНС), заводской № 503, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

Интервал между поверками - 2 года.

При проведении поверки должны быть выполнены следующие операции:

• - проверка технической документации (6.1);

• - внешний осмотр (пункт 6.2);

• - опробование (пункт 6.3);

• - определение метрологических характеристик (пункт 6.4);

• - оформление результатов поверки (раздел 7).

Примечание - При получении отрицательных результатов поверки по какому-либо пункту методики поверки поверку СИКНС прекращают.

• 2.1 При проведении поверки СИКНС применяют следующие средства поверки:

• - термогигрометр ИВА-6 модификации ИВА-6А-Д (регистрационный номер 46434-11 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений): диапазон измерений атмосферного давления от 700 до 1100 гПа, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения атмосферного давления ±2,5 гПа; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 98 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения относительной влажности ±2 % в диапазоне от 0 до 90 %, ±3 % в диапазоне от 90 до 98 %; диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности температуры ±0,3 °С;

• - калибратор многофункциональный MCx-R, модификация MC5-R-IS (регистрационный номер 22237-08 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) (далее - калибратор): диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 импульсов.

• 2.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

• 2.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; средства измерений (далее - СИ) должны быть поверены, в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений и допущены к применению.

• 3.1 При проведении поверки должны соблюдаться требования:

• - правил технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - правил безопасности при эксплуатации средств поверки и СИКНС, приведенных в их эксплуатационных документах;

• - инструкций по охране труда, действующих на объекте.

• 3.2 К проведению поверки допускаются лица, изучившие настоящую методику поверки, руководства по эксплуатации СИКНС и средств поверки и прошедшие инструктаж по охране труда.

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха, °С                   ^{от плюс 15 до плюс 25}

• - относительная влажность, %                                 от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                                ^{от 84 до 106,7}

• 5.1 Средства поверки и вторичную часть измерительных каналов (далее - ИК) СИКНС выдерживают при условиях, указанных в разделе 4, не менее трех часов.

• 5.2 Средства поверки и СИКНС подготавливают к работе в соответствии с их эксплуатационными документами.

• 6.1 Проверка технической документации

  • 6.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют наличие:

• - руководства по эксплуатации на СИКНС;

• - паспорта на СИКНС;

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

• 6.1.2 Проверяют наличие сведений о поверке всех СИ, входящих в состав СИКНС.

• 6.1.3 Проверяют наличие сведений о поверке СИКНС (при периодической поверке).

• 6.1.4 Результаты проверки технической документации считают положительными:

• - при наличии всей технической документации по 6.1.1;

• - если все СИ, входящие в состав СИКНС, поверены в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений и допущены к применению;

• - если СИКНС поверена в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений и допущена к применению (при периодической поверке).

• 6.2 Внешний осмотр

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

  • 6.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКНС устанавливают состав и комплектность СИКНС. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в технической документации на СИКНС. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, сведениям технической документации на СИКНС.

  • 6.2.3 Проверяют герметичность всех узлов соединений, контролируют отсутствие утечки рабочей среды, отсутствие механических повреждений, посторонних шумов и вибраций.

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

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

• 6.3 Опробование

  • 6.3.1 Проверка идентификационных данных программного обеспечения

    • 6.3.1.1 Проверку идентификационных данных программного обеспечения (далее - ПО) автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора) необходимо выполнить в следующей последовательности:

• - авторизоваться под пользователем «Метролог»;

• - перейти на вкладку «Сервис»;

• - нажать кнопку «Проверка контрольной суммы»;

• - зафиксировать идентификационные данные ПО и сравнить их с соответствующими идентификационными данными, указанными в разделе «Программное обеспечение» описания типа СИКН.

• 6.3.1.2 Проверку идентификационных данных ПО измерительно-вычислительного комплекса расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК) необходимо выполнить в следующей последовательности:

• - нажать на кнопку «Информация», расположенную на лицевой панели ИВК;

• - зафиксировать идентификационные данные ПО и сравнить их с соответствующими идентификационными данными, указанными в разделе «Программное обеспечение» описания типа СИКН.

Примечание - Проверку идентификационных данных программного обеспечения проводят по показаниям рабочего и резервного ИВК.

• 6.3.1.3 Результаты проверки соответствия ПО считают положительными, если все идентификационные данные совпадают с указанными в описании типа.

• 6.3.2 Проверка работоспособности

  • 6.3.2.1 Проверяют:

• - отсутствие сообщений об ошибках;

• - соответствие текущих измеренных СИКНС значений температуры, давления, расхода данным, отраженным в описании типа СИКНС.

• 6.3.2.2 Результаты проверки работоспособности считают положительными, если:

• - отсутствуют сообщения об ошибках;

• - текущие измеренные СИКНС значения параметров измеряемой среды находятся в диапазонах измерений, отраженных в описании типа СИКНС.

6.4 Определение метрологических характеристик

• 6.4.1 Определение приведенной погрешности измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА

• 6.4.1.1 Отключают первичный измерительный преобразователь (далее - ИП) ИК, ко вторичной части ИК (включая барьер искрозащиты) подключают калибратор и задают электрический сигнал силы постоянного тока. В качестве контрольных точек принимают точки 4; 8; 12; 16; 20 мА.

• 6.4.1.2 Считывают значения входного сигнала с дисплея ИВК или с монитора АРМ оператора и в каждой контрольной точке рассчитывают приведенную погрешность y_i , %, по

формуле

I_max  - максимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы

постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА;

I_min   - минимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы

постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА.

• 6.4.1.3 Если показания СИКНС можно просмотреть только в единицах измеряемой величины, то при линейной функции преобразования значения тока 1_изм, мА, рассчитывают по

формуле

¹изм

^Imax

где X_I   - максимальное значение измеряемого параметра, соответствующее

^Imax

максимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

X_I   - минимальное значение измеряемого параметра, соответствующее

минимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

X_I   - значение измеряемого параметра, соответствующее задаваемому

аналоговому сигналу силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений. Считывают с дисплея ИВК или с монитора АРМ оператора.

• 6.4.1.4 Результаты определения приведенной погрешности измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА считают положительными, если рассчитанная приведенная погрешность в каждой контрольной точке не выходит за пределы ±0,12 %.

• 6.4.2 Определение абсолютной погрешности СИКНС при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала)

• 6.4.2.1 Отключают первичный ИП и к соответствующему каналу подключают калибратор, установленный в режим генерации импульсов, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

• 6.4.2.2 Фиксируют количество импульсов, накопленное ИВК.

• 6.4.2.3 С помощью калибратора подают последовательность импульсов (импульсный сигнал) из 10000 импульсов, предусмотрев синхронизацию начала счета.

• 6.4.2.4 Считывают значения входного сигнала с монитора операторской станции и рассчитывают абсолютную погрешность Л _n, импульс, по формуле

^Лn = ⁿизм ^{- n}зад ^,                                               (3)

где _{n изм} - количество импульсов, подсчитанное ИВК, импульс;

n _зад   - количество импульсов, заданное калибратором, импульс.

• 6.4.2.5 Операции по 6.4.2.2-6.4.2.4 проводят не менее трех раз.

• 6.4.2.6 Результаты определения абсолютной погрешности СИКНС при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) считают положительными, если абсолютная погрешность при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) не превышает ±1 импульс на 10000 импульсов.

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

• 6.4.3.1 При поверке расходомеров массовых Promass (далее - РМ), входящих в состав СИКНС, по документу МП 208-020-2017 «ГСИ. Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500). Методика поверки» относительную погрешность измерений массы сырой нефти 8_М, %, рассчитывают по формуле:

«М =±/82. +«N +«;-,                                 (4)

где 5_qQ   - относительная погрешность РМ при измерении массового расхода и массы, %;

8_N   - относительная погрешность при преобразовании входного импульсного сигнала,

^N %;

8_т   - относительная погрешность ИВК при измерении интервала времени, %.

• 6.4.3.2 Относительную погрешность при преобразовании входного импульсного сигнала 8_N, %, рассчитывают по формуле:

8 N =Лз1.100%,                                     (5)

где Л_N  - абсолютная погрешность ИВК при преобразовании входного импульсного

сигнала, импульс;

N - количество импульсов, подсчитанное ИВК, импульс.

• 6.4.3.3 При поверке расходомеров массовых Promass, входящих в состав СИКНС, на месте эксплуатации по МИ 3151-2008 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности» или по МИ 3272-2010 «Государственная система обеспечения единства измерений. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности» пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти 5_М составляют ±0,25 %.

• 6.4.3.4 Результаты определения относительной погрешности измерений массы сырой нефти считают положительными, если рассчитанное значение относительной погрешности измерений массы сырой нефти не выходит за пределы ±0,25 %.

• 6.4.4 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти

6.4.4.1 Относительную погрешность при измерении массы нетто нефти 5_М , %,

определяют по формуле

⁵М

AWb

массовая доля механических примесей в нефти, %;

массовая доля хлористых солей в нефти, %.

• 6.4.4.2 При определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории пределы абсолютной погрешности определений массовой доли воды в сырой нефти AW_b , %,

вычисляют по формуле:

AWb =±

5

(7)

где _R - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в массовых долях, %;

_Гв     - повторяемость (сходимость) метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в

массовых долях, %.

• 6.4.4.3 При определении массовой доли воды в сырой нефти по результатам измерений объемной доли воды в сырой нефти влагомером пределы абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в сырой нефти AW_b, %, вычисляют по формуле:

  

  ввлаг ^Р в

  ^рсн

  (8)

где Аф_ввлаг - абсолютная погрешность определения объемной доли воды в сырой нефти влагомером при рабочих условиях с учетом погрешности измерения аналоговых сигналов контроллера, %.

р — плотность воды, приведенная к условиям измерений объемной доли воды,

^в

кг/м³;

р_{сн    -} плотность сырой нефти, приведенная к условиям измерения объемной доли

воды, кг/м³.

• 6.4.4.4 Пределы абсолютной погрешности определений массовой доли механических примесей в сырой нефти AW_hh, %, вычисляют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 по формуле: где R - воспроизводимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях, мп

  мп

сходимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях.

• 6.4.4.5 Пределы абсолютной погрешности определений массовой доли хлористых солей в сырой нефти AW^, %, вычисляют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 по формуле:

  
  

  (10)

где R - воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по

_r - сходимость метода определения концентрации хлористых солей по

• 6.4.4.6 Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей R_xc по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости г_хс. Значение сходимости г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли % по формуле:

  
  

  ^Рсн20

  сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³.

  (11)

• 6.4.4.7 Результаты определения пределов относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти считают положительными, если рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти не превышают следующих значений:

а) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды влагомером:

• - ±19,5 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 86 до 90 % включ.;

• - ±39,0 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти св. 90,00 до 95,74 % включ..

б) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014 в диапазоне массовой доли воды в сырой нефти от 86,00 до 91,51 %, не более ±40,2 %.

• 6.5 Результаты поверки

Результаты поверки СИКНС считают положительными, если результаты мероприятий по 6.1-6.4 положительные.

Результаты поверки оформляются в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений.

7 из 7