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

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Сузунского месторождения АО "СУЗУН" на Т.11 (ЗАВОДСКОЙ № 5609)

Наименование

МП 0967-14-2019

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

А.С. Тайбинский

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

Начальник НИО-Л4

«ВНИИР»

_______■ /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.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

Номер пунк-та инструкции

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Внешний осмотр

7.1

Да

Да

Подтверждение соответствия программного обеспечения

7.2

Да

Да

Опробование

7.3

Да

Да

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН

7.4.1

Да

Да

Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

7.4.2

Да

Да

Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

7.4.3

Да

Да

2  Средства 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    Требования квалификации поверителей
  • 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    Требования безопасности
  • 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.

5 Условия поверки

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

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Продолжение таблицы 2

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода*, т/ч

от 50 до 870

Диапазон избыточного давления нефти, МПа

от 0,6 до 2,5

Диапазон температуры нефти. °C

от +20 до +45

Диапазон вязкости нефти, мм2/с (сСт)

от 4,56 до 48,69

Диапазон плотности нефти, кг/м3

от 780 до 850

Давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, кПа (мм рт. ст.), не более

66,7 (500)

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Содержание свободного газа

не допускается

Режим работы СИКН

непрерывный

Параметры электрического питания:

  • - напряжение, В

  • - частота, Гц

380+38 (трехфазное);

220+22 (однофазное)

50+1

Условия эксплуатации:

  • - температура окружающего воздуха, °C

  • - относительная влажность, %

  • - атмосферное давление, кПа

от -49,9 до +40 от 20 до 90 от 86 до 106

Срок службы, лет, не менее

25

Примечание* - При подключении резервной измерительной линии обеспечивается диапазон измерений расхода от 50 до 1305 т/ч.

6    Подготовка к поверке

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

7    Проведение поверки
  • 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

Наименование СИ

Документы

СРМ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационные номера) 45115-16

МП 45115-16 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки» с изменением № 1, утвержденная ФГУП «ВНИИМС» 22 декабря 2016 г.

МИ 3272-2010 «Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности»

МИ 3151 -2008 «Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»

Продолжение таблицы 3

Наименование СИ

Документы

Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, регистрационные номера 53211-13 в комплекте с преобразователями измерительными Rosemount 644, регистрационные номера 56381-14

ГОСТ 8.461-2009 «ГСП. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»

МП 207-007-2018 с изменением № 1 «Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144 Р. Методика поверки», утвержденная ВНИИМС 11.12.2018 г.

Датчики давления Метран-150, регистрационные номера 32854-13

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» 11 ноября 2013 г.

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер 57762-14

МП РТ 1849-2014 «Расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400. Методика поверки», утверждённая руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 23 мая 2014 г.

Преобразователи плотности и расхода CDM, регистрационные номера 63515-16

МП 02-221-2015 с изменением № 1 «ГСИ. Преобразователи плотности и расхода CDM. Методика поверки», утвержденная ФГУП «УНИИМ» 24 мая 2017 г.

Влагомеры нефти поточные УДВН-

1 пм, регистрационные номера 14557-15

МП 0309-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 04.09.2015 г.

Манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационные номера 26803-11

5ШО.283.421 МП «Манометры, вакуумметры и манова-куумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 07.07.2011 г.

Манометры избыточного давления МП-У, регистрационные номера 10135-15

МИ 2124-90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры, манова-куумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационные номера 303-91

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки»

ИВК, регистрационный номер 53852-13

МИ 3395-2013 с изменение № 1 «Рекомендация. ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Методика поверки», утвержденная ООО «ИМС Индастриз» и ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 25 мая 2018 г.

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)

где к(рв -влагомером, %;

абсолютная погрешность измерений объемной доли воды поточным

рв - плотность воды при условиях измерений в, кг/м3;

рвн - плотность нефти при условиях измерений в, кг/м3;

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

ляется по формуле:

(3) Рн

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

Рн - плотность нефти при условиях измерений <pvc, 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 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)

срхс - 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

(6)

■Л

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 %.

7 Оформление результатов поверки
  • 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 МБ , %, 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

змЕ, %

МП , %

,%

8М„, %

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

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

Дата поверки ____________________________________

12

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель