Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал» » (НА.ГНМЦ.0387-19 МП )

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0387-19 МП

Казань

2019

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Давыдова Е.Н.,

Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛИДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п. 6.1);

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН (п. 6.2);

• 1.3 Опробование (п. 6.3);

• 1.4 Определение метрологических характеристик (MX):

  • 1.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН (п. 6.4.1),

  • 1.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 6.4.2),

  • 1.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п. 6.4.3).

• 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда (установка поверочная трубопоршневая двунаправленная) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г.

• 2.2 Средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемых СИ с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые: в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №390 от 25.04.2012;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

При проведении поверки характеристики измеряемой среды и диапазон измерений расхода должны соответствовать описанию типа СИКН.

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и нормативной документацией (НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) клейм на СИ, входящие в состав СИКН.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

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

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и соответствующими технической документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - контроллеры).

Проверка идентификационных данных ПО контроллеров с регистрационным номером 57563-14 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО. Проверка идентификационных данных ПО контроллеров с регистрационным номером 38623-11 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений проводится по номеру версии ПО.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для трех контроллеров (два рабочих и один резервный).

С помощью кнопок на передней панели контроллера выбрать на дисплее пункт меню №5 «SYSTEM SETTINGS», далее №7 - «SOFTWARE VERSION». В открывшемся меню необходимо найти страницы со следующими заголовками:

• - APPLICATION SW (Номер версии (идентификационный номер) ПО);

• - FILE CSUM (Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)), только для контроллеров с регистрационным номером 57563-14 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений).

Занести информацию из этих страниц в таблицу А.1 протокола поверки (Приложение А).

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированных рабочих мест оператора (далее по тексту - АРМ оператора).

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для рабочего и резервного АРМ оператора.

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы». На открывшейся странице в правой нижней части экрана отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол поверки:

• - идентификационное наименование ПО (из наименования окна, выделено полужирным шрифтом);

• - номер версии (идентификационный номер) ПО (из строки «Версия»);

• - цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода).

Для проверки цифрового идентификатора ПО нажимают кнопку «Пересчитать CRC».

Отображенные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в таблицу А.2 протокола поверки (Приложение А).

• 6.2.3 Если идентификационные данные, полученные в ходе выполнения п. 6.2.1 и п. 6.2.2 идентичны указанным в описании типа СИКН, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКН, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа СИКН, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.3 Опробование.

При опробовании проверяют работоспособность СИ, входящих в состав СИКН, и СИКН в целом в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) формируется и отсутствуют аварийные сообщения о работе СИКН.

• 6.4 Определение MX.

  • 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 1.

Та бл и ца 1 - Перечень НД на поверку СИ

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН 5М, %, вычисляют по формуле

SM = ±1,1 ■ ^SV² +G² -(бр² +р² -10⁴ -ЛТ²)+р² -10⁴ AT² + 6N²,             (1)

где 6V - относительная погрешность измерений объема нефти, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений объема ПР всех измерительных линий (по свидетельствам о поверке ПР);

5р - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

дТ_р - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при

измерениях ее плотности, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователями температуры, установленных в блоке измерений показателей качества нефти СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

• - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной преобразователями

  погрешности измерений температуры температуры, установленных на

измерительных линиях СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

• - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого приведены в таблице 2 настоящей методики поверки;

• - относительная погрешность при вычислении расхода, объема, массы, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы (по свидетельствам о поверке контроллеров);

• - коэффициент, вычисляемый по формуле

р 1 + 2PT_V

^{G =} i72pr/

где T_tf - температура нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальной температуре нефти в измерительных линиях, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки;

Т_р - температура нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной температуре нефти в блоке измерений показателей качества нефти, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки.

Относительную погрешность измерений плотности нефти бр, %, вычисляют по формуле

.   Др-100

5р =------

Pmin

абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м³, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений плотности ПП рабочего или резервного (по свидетельствам о поверке ПП);

плотность нефти, кг/м³.

Значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти не должны превышать ±0,25%.

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 6М_н, %, вычисляют по формуле

где 6М - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, вычисленная по формуле (1), %;

AW_B - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

Д\Л/_МГ- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

д\Л/_хс- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

W_B - массовая доля воды в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

W_xc=0,1-5ss                              (5)

р

где ф_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

р - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

Абсолютные погрешности измерений в лаборатории массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей определяют с учетом требований ГОСТ 33701-2015.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений (Д, % массы) вычисляют по формуле

(6)

где R и г - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 6370-83, ГОСТ 21534-76.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости (повторяемости) г, % массы. Значение сходимости (повторяемости) г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли, %, по формуле

г = 0,1-Х                                  (7)

Р

где г_хс - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³. Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35%.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г., с изменениями, утвержденными приказом Минпромторга России N 5329 от 28.12.2018 г.

Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности к применению в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г., с изменениями, утвержденными приказом Минпромторга России N 5329 от 28.12.2018 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал»

номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы брутто нефти, %, не более___________________________________________

• - массы нетто нефти, %, не более______________________________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Принадлежит:________________________ИНН:_____________________________

Место проведения поверки:_________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:_______________________________________________

Результаты поверки:

1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)____________________________________

(соответствует/не соответствует)

2. Подтверждение соответствия ПО (п. 6.2 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО контроллеров

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

• 3. Опробование (п. 6.3 МП)_____________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение MX (п. 6.4 МП)

4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС (п. 6.4.1 МП) Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН

• 4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 6.4.2 МП)

• 4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п. 6.4.3 МП)

  Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на

ЛИДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал» дальнейшей эксплуатации

Должность лица проводившего поверку: ______________ __________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

11