Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос»» (MП-226-RA.RU.310556-2019)

УТВЕРЖДАЮ директора ГУП «СНИИМ» В.Ю. Кондаков октября 2019 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос»

Методика поверки

Mn-226-RA.RU.310556-2019 г. Новосибирск 2019 г.

• 1.1 Настоящая методика поверки распространяется на Систему измерительную учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос» (далее - Система), предназначенную для измерений уровня, гидростатического и избыточного давления и температуры, вычисления массы нефти в резервуарах вертикальных стальных РВС № 1.1 и РВС № 1.2 при ведении учётных операций..

• 1.2 Первичная поверка проводится при вводе в эксплуатацию Системы, а также после ремонта.

• 1.3 Периодическая поверка проводится по истечении интервала между поверками.

• 1.4 Интервал между поверками - 1 год.

• 1.5 Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав Системы поверяют с интервалом между поверками и по методикам поверки, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки какого-либо СИ наступает до очередного срока поверки Системы, поверяется только это СИ. При этом поверка Системы (в том числе в части измерительного канала, в состав которого входит это СИ) не проводится.

• 1.6 Замена СИ, входящих в состав измерительных каналов (далее - ИК) Системы, на однотипные допускается при наличии у последних действующих результатов поверки. При этом поверка Системы (в том числе в части ИК, в состав которого входит это СИ) не проводится.

• 2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

  • 2.1 При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.2 При получении отрицательного результата при проведении какой-либо из операций поверка прекращается.

• 3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

  • 3.1 При проведении поверки применяют средства измерений приведенные в таблице 2.

  • 3.2 При проведении поверки СИ, входящих в состав системы, применяют средства поверки, указанные в документах на методики поверки, приведенных в таблице 3.

Таблица 2 - Средства поверки

Таблица 3 - Методики поверки СИ, входящих в состав системы

• 4.1 Поверка выполняется специалистами, аккредитованной в установленном порядке метрологической службы, ознакомившимися с технической и эксплуатационной документацией и настоящей методикой поверки.

• 4.2 При проведении поверки должны быть соблюдены требования предусмотренные правилами промышленной безопасности и охраны труда, действующими на территории объектов ООО «Газпромнефть-Хантос», федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

• 4.3 Должны выполняться требования действующих нормативных актов, инструкций по охране труда и окружающей среды.

• 4.4 При проведении поверки должны соблюдаться требования безопасности, изложенные в «Правилах технической эксплуатации электроустановок потребителей» и эксплуатационной документации Системы и ее компонентов.

• 5.1 Условия поверки измерительных компонентов Системы указаны в методиках поверки на эти компоненты.

• 5.2 Условия поверки Системы должны соответствовать условиям ее эксплуатации, нормированным в технической документации, но не выходить за нормированные условия применения средств поверки.

• 6.1 Перед проведением поверки выполнить следующие подготовительные работы:

- провести организационно-технические мероприятия по доступу поверителей к местам установки компонентов Системы;

• - провести организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и руководствами по эксплуатации применяемого оборудования.

• 6.2 Проверить наличие и работоспособность средств поверки, перечисленных в таблице 2.

• 6.3 Подготовить средства поверки к работе в соответствии с требованиями их эксплуатационной документации.

• 7 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

  • 7.1 Внешний осмотр

    • 7.1.1 Внешний осмотр проводят визуально без снятия напряжения питания с компонентов ИК.

    • 7.1.2 При проведении внешнего осмотра должно быть установлено:

• - отсутствие механических повреждений компонентов, входящих в состав Системы;

• - состояние линий связи, разъемов и соединительных клеммных колодок, при этом они не должны иметь повреждений, деталей с ослабленным или отсутствующим креплением;

• - наличие и целостность пломб в местах, предусмотренных эксплуатационной документацией;

• - соответствие состава и комплектности Системы паспорту;

• - наличие маркировки линий связи и компонентов ИК;

• - заземление компонентов системы, работающих под напряжением.

• 7.1.3 Результаты проверки считают положительными, если монтаж СИ, измерительновычислительных и связующих компонентов Системы, внешний вид и комплектность Системы соответствуют требованиям эксплуатационной документации, средства измерений, входящие в состав измерительных каналов опломбированы в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на них.

• 7.2 Опробование

  • 7.2.1 Перед опробованием Системы в целом необходимо выполнить проверку функционирования ее компонентов.

  • 7.2.2 При опробовании линий связи проверяется:

• - поступление информации по линиям связи;

• - наличие сигнализации об обрыве линий.

• 7.2.3 Проверку функционирования и исправности линий связи проводят с рабочего места оператора путем визуального наблюдения на экране текущих значений измеряемых параметров и архивных данных в установленных единицах.

• 7.2.4 При опробовании Системы проверяется:

• - сохранение результатов измерений с привязкой даты и времени;

• - возможность вывода на печать графиков и форм отчетности;

• - сохранность в памяти информации о нештатных ситуациях с привязкой даты и времени.

• 7.2.5 Результаты проверки считают положительными, если на экран выводится информация об измерениях уровня, температуры, избыточного давления, массы и значения градуировочных таблиц на резервуары.

• 7.3 Проверка метрологических характеристик

  • 7.3.1 Проверяют наличие действующих результатов поверки СИ, входящих в состав Системы. При этом знаки поверки должны быть нанесены на СИ, и (или) на свидетельства о поверке СИ, и (или) в паспорт (формуляр) СИ.

  • 7.3.2 При наличии действующих результатов поверки метрологические характеристики ИК уровня, температуры, избыточного давления принимают равными значениям, приведенным в их эксплуатационной документации.

  • 7.3.3 Проверяют наличие действующих градуировочных таблиц на все резервуары. Результат проверки считают положительны, если на все резервуары есть действующие градуировочные таблицы и значения из градуировочных таблиц совпадают со значениями занесенными в систему.

  • 7.3.4 Пределы допускаемой относительной погрешности д_т измерений массы брутто нефти, %, вычисляют по формуле 29 ГОСТ 8.595-2004 для вертикальных цилиндрических резервуаров:

6_т = ±1,1-^ + 5^ + 62,.                          (1)

где др - относительная погрешность измерений гидростатического давления, %;

д_к - относительная погрешность составления градуировочной таблицы резервуара, %;

- пределы относительной погрешности вычислений массы нефти ПО «КПТС Stardom-Flow», %,   = ±0,001 %.

• 7.3.5 Относительную погрешность измерений гидростатического давления б_Р, %, вычисляют по формуле:

  

(2)

где у_Р - пределы допускаемой приведенной погрешности измерений гидростатического давления, %

- диапазон измерений гидростатического давления, кПа

Р - значение гидростатического давления, кПа

• 7.3.6 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто, д_тн, %, вычисляют по формуле:

2 _ц ^Аи/МЙ^+Ди/МП^+Аи/ХС

|2

где 8_т - относительная погрешность измерений массы брутто, нефти, %;

W_MB ~ массовая доля воды в товарной нефти, %, определенная в лаборатории по ГОСТ 2477-2014;

W_Mn - массовая доля механических примесей в товарной нефти, %, определенная в лаборатории по ГОСТ 6370-83;

W_xc - массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %, определенная в лаборатории по ГОСТ 21534-76.

&w_MB ' абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %, вычисляемая по формуле:

Ямв^2-гмв‘0<5

^w_MB ⁼ i          ’                              (4)

где

/?_мв - воспроизводимость метода измерений массовой доли воды в нефти в соответствии с ГОСТ 2477-2014,%;

г_мв - сходимость метода измерений массовой доли воды в нефти в соответствии с ГОСТ 2477-2014,%.

- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, вычисляемая по формуле:

J^mh^{2 г}мп‘0>5

^™MB ~ ± Ji

где

/?_мп - воспроизводимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти в соответствии с ГОСТ 6370-83, %;

г_мп - сходимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти в соответствии с ГОСТ 6370-83, %.

^w_xc ■ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле:

где

/?_мп - воспроизводимость метода измерений массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534-76, %;

7"мп - сходимость метода измерений массовой доли хлористых содей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534-76,%.

• 7.3.7 Массовую долю хлористых солей в нефти И/_гс,%, вычисляют по формуле:

  

(7)

где (р_хс - концентрация хлористых солей в нефти, определенная в лаборатории по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

Д- плотность нефти в условиях определения концентрации хлористых солей в нефти, кг/м ’.

7.3.8 Для расчетов допускается применять значения указанные в таблице 4.

Таблица 4 - Предельные значения параметров нефти

7.3.9 Результаты проверки считают положительными, если:

• - все СИ, входящие в состав Системы, имеют действующие результаты поверки;

• - на все резервуары есть действующие градуировочные таблицы и значения из градуировочных таблиц совпадают со значениями занесенными в систему;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти не превышают 0,50 % массы брутто товарной нефти, 0,60 % массы нетто товарной нефти.

• 7.4 Проверка идентификационных данных программного обеспечения

  • 7.4.1 Проверку идентификационных данных программного обеспечения проводят путем сравнения идентификационных данных модулей ПО КПТС «Stardom-Flow» с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и указанных в описании типа.

7 А.2 Идентификационные признаки (контрольная сумма CRC16) применяемых модулей отображаются программой конфигурирования вычислителей «С-Flow» из состава ПО КПТС «Stardom-Flow» установленной на инженерной станции.

• 7.4.3 Результат проверки идентификационных данных ПО считают положительным, если номер версии ПО и контрольная сумма совпадают с приведенными в описании типа.

• 8.1 Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

• 8.2 Положительные результаты поверки Системы оформляют свидетельством о поверке в соответствии с приказом Минпромторга РФ № 1815 от 2 июля 2015 г. На обратной стороне свидетельства о поверке или в приложении к свидетельству о поверке приводят указание о том, что свидетельство о поверке системы считается действующим при наличии действующих результатов поверки на все СИ, входящие в состав Системы и поверяемые отдельно.

• 8.3 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

• 8.4 Результаты поверки считают отрицательными, если при проведении поверки установлено несоответствие хотя бы по одному из пунктов настоящей методики.

• 8.5 Отрицательные результаты поверки оформляют выдачей извещения о непригодности.

БИБЛИОГРАФИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

Mn-226-RA.RU.310556-2019

8