Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Сузунского месторождения АО "СУЗУН" на Т.11 (ЗАВОДСКОЙ № 5609)» (МП 0967-14-2019)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА

НЕФТИ СУЗУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ АО «СУЗУН» НА Т.11 (ЗАВОДСКОЙ № 5609)

Методика поверки

МП 0967-14-2019

_______■ /у ' Р.Н. Груздев

Тел.:(843)299-72-00

г. Казань

2019

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левина А.П.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти Сузунского месторождения АО «Сузун» на т.11 (заводской № 5609) (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Первичная и периодическая поверки СИКН и средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН, выполняются согласно части 1 ст. 13 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и приказу Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Поверка СИКН проводится на месте ее эксплуатации.

Возможность проведения поверки СИ из состава СИКН для меньшего числа измеряемых величин или в меньшем числе поддиапазонов измерений предусматривается их методиками поверки. Допускается проводить поверку СИКН в меньшем диапазоне измерений расхода, чем указано в описании типа на СИКН. При этом диапазон измерений расхода СИКН определяется диапазонами измерений расхода, в которых проведена поверка счетчиков-расходомеров массовых, входящих в состав СИКН.

При этом диапазон измерений массового расхода нефти СИКН определяется значениями минимального и максимального расхода, измеренного с помощью счетчиков расходомеров массовых Micro Motion модели CMF400 с электронными преобразователями 2700 (далее по тексту - СРМ). За значение минимального расхода принимают значение минимального расхода того СРМ, у которого расход среди всех рабочих СРМ наименьший (согласно свидетельствам о поверке), или значение минимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму максимальных значений расхода СРМ, установленных на рабочих измерительных линиях СИКН (согласно свидетельствам о поверке), или значение максимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно меньше.

На основании письменного заявления владельца СИКН допускается проводить периодическую поверку СИ, предназначенных для измерений параметров измеряемой среды в ограниченном диапазоне измерений.

При поверке СИ в ограниченном диапазоне измерений соответствующая запись должна быть сделана в свидетельстве о поверке и (или) в паспорте (формуляре) СИ.

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

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками СИ из состава СИКН определяется в соответствии с описанием типа на СИ.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Основное средство поверки СИКН

  • 2.1.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости», обеспечивающий определение метрологических характеристик (MX) СРМ, входящих в состав СИКН, в рабочем диапазоне измерений расхода.

  • 2.1.2 При проведении поверки СИ в составе СИКН применяют средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

• 2.2 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их MX не уступают указанным в документах, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

• 3.1    Поверку СИКН проводят лица, аттестованные в качестве поверителя, в соответствии с областью аккредитации в установленном порядке.

• 3.2   К поверке допускаются лица, изучившие инструкцию по эксплуатации на СИКН и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже II в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

• 3.3   Поверитель, выполняющий работы по проверке защиты программного обеспечения (ПО), должен пройти обучение по методам проверки защиты ПО СИ в соответствии с приказом Росстандарта № 2938 от 17 июня 2011 г.

• 4.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

- в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»). Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 4.2 Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 4.3 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0-2002 «Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 0. Общие требования».

• 4.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

Поверка СИКН осуществляется в условиях эксплуатации.

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

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

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям, приведенным в таблице 2, проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица2- Характеристики измеряемой среды

Продолжение таблицы 2

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 7.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

• 7.1.1  Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

• 7.1.2  При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений, препятствующих проведению поверки;

• - надписи и обозначение на компонентах СИКН должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• - СИ, входящие в состав СИКН, должны быть поверены и снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с описанием типа на средства измерений, эксплуатационной документацией или МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

СИКН, непрошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 7.2 Подтверждение соответствия ПО.

  • 7.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

  • 7.2.2 Для определения идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее по тексту - ИВК) необходимо выбрать пункты меню «Основные параметры» —♦ «Просмотр» —> «О программе».

  • 7.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «Форвард Рго» проводят в следующей последовательности:

• - в главном окне программы необходимо нажать вкладку «О программе», находящуюся в левом верхнем углу экрана, в открывшемся окне приведены сведения о версии ПО;

• - далее необходимо нажать вкладку «Модули», в открывшемся окне приведены сведения об идентификационном наименовании модуля ПО и его контрольная сумма.

• 7.3 Опробование

  • 7.3.1 Опробование СИКН осуществляют путем увеличения или уменьшения расхода измеряемой среды в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считаются удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении расхода измеряемой среды, соответствующим образом изменялись показания на соответствующих средствах отображения информации.

• 7.3.2 Проверяют герметичность СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на СИКН. СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления.

• 7.4 Определение метрологических характеристик

  • 7.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН.

Определение MX СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - СИ и их методики поверки

Продолжение таблицы 3

Примечание - При использовании документа, приведенного в таблице 3 необходимо проверять действие документа на официальном сайте Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (в разделе утвержденные типы средств измерений).

• 7.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

При прямом методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти (5мб, %) в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти СРМ.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти не должна превышать ±0,25 %.

• 7.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти Относительную погрешность измерений массы нетто нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.595 (5мн, %) вычисляют по формуле:

  
  

  (1)

где AWb - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %, при измерениях в лаборатории определяется по формуле (6), при измерениях объемной доли воды поточным влагомером вычисляется по формуле:

(2)

р_в - плотность воды при условиях измерений (р_в, кг/м³;

р^в_н - плотность нефти при условиях измерений (р_в, кг/м³;

A - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %; J Wxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычис-

где &(р_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, вычисляется по формуле (6);

Рн - плотность нефти при условиях измерений <p_vc, кг/м³;

Wb - максимальное значение массовой доли воды в нефти, %; при измерениях объемной доли воды поточным влагомером массовая доля воды вычисляется в ИВК по формуле:

(4)

где (р_в - объемная доля воды в нефти, измеренная поточным влагомером, %;

Wmtj - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %;

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле:

(5)

ср_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений Д, %, вычисляют по формуле:

7r²-0,5t²

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-14 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды»;

• - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей»;

• - для массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Воспроизводимость R метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти (бмн, %) с применением СИКН не должна превышать ±0,35 %.

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815.

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Особенности конструкции СИКН не позволяют нанести знак поверки непосредственно на СИКН. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 8.2   При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815.

Приложение А

Протокол поверки №______

Наименование средства измерений:____________________________________________________

Изготовитель:_____________________________________________________________________________

Заводской номер:________________________________________________________________________

Владелец:_________________________________________________________________________________

Наименование и адрес заказчика:_________________________________________________________

Методика поверки:____________________________________________________________________

Место проведения поверки:____________________________________________________________

Поверка выполнена с применением:___________________________________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды:__________

Атмосферное давление:___________________

Относительная влажность:________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

• 1. Внешний осмотр:________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКН:________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Опробование:______________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение метрологических характеристик

  • 4.1 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы брутто нефти

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 3 М_Б , %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений СИКН принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF400 с электронными преобразователями 2700 ±0,25 %.

Стр. _ из

Относительная погрешнос'п> СИКН при измерениях массы брутто нефти не превышает ±0,25 %.

• 4.2 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы нетто нефти

Таблица 1 - Результаты измерений и вычислений

Относительная погрешность СИКН при измерениях массы нетто нефти не превышает ±0,35 %.

должность лица, проводившего поверку               подпись                   Ф.И.О.

Дата поверки ____________________________________

12