Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз» » (НА.ГНМЦ.0388-19 МП)

Инструкция

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз»

Наименование

НА.ГНМЦ.0388-19 МП

Обозначение документа

АО «Нефтеавтоматика»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»

М.С. Немиров

2019 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0388-19 МП

Казань

2019

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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 параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз» (далее по тексту - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1 Внешний осмотр (п. 6.1);

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

  • 1.3 Опробование (п. 6.3);

  • 1.4 Проверка результатов поверки средств измерений (СИ), входящих в состав СИКНС (п. 6.4);

  • 1.5 Определение метрологических характеристик (MX):

    • 1.5.1 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти (п. 6.5.1).

    • 1.5.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п. 6.5.2).

2 Средства поверки
  • 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда (передвижные трубопоршневые установки или компакт-пруверы) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256.

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

  • 2.3 Допускается применение средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

3 Требования безопасности

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.

4 Условия поверки

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

5 Подготовка к поверке

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

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, входящих в состав СИКНС.

6 Проведение поверки
  • 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям:

  • - комплектность СИКНС должна соответствовать технической документации;

  • - на компонентах СИКНС не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, препятствующих применению;

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

  • 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

    • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить следующие действия: в экранной форме основного меню выбрать с помощью кнопок перемещения пункт «СИСТ. ПАРАМЕТРЫ» и нажать кнопку «Enter» (в виде изогнутой стрелочки); в появившемся подменю выбрать с помощью кнопок перемещения подпункт «СВЕДЕНИЯ о ПО» и нажать кнопку «Enter», после чего на экране в виде текста отобразятся идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК.

Примечание - Для перехода в основное меню ПО ИВК из других подменю необходимо нажать на кнопку перемещения вниз «;».

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в таблицу А.1 протокола поверки (приложение А).

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

  • 6.3 Опробование.

Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

  • 6.4 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

Проверяют наличие действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) заверенной подписью поверителя и знаком поверки, у СИ, входящих в состав СИКНС.

Поверка СИ, входящих в состав СИКНС, проводится в соответствии с документом, указанном в разделе «Поверка» описания типа СИ.

  • 6.5 Определение MX.

    • 6.5.1 Определение относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - сырой нефти).

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти 5МС, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений преобразователей расхода (ПР).

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

  • 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти 5МН, %, вычисляют по формуле

(AW,J2 I 100 J

(1)

где AWMB абсолютная погрешность определения массовой доли воды в сырой _ нефти определяют по результатам измерений объемной доли воды в сырой нефти с помощью влагомера вычисляют по формуле (2), %; WMB - верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

AWXC - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, вычисляют по формуле (3), %;

Wxc - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

AWMn - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, вычисляют по формуле (5), %;

WMn - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти определяют по результатам измерений объемной доли воды в сырой нефти с помощью влагомера АУУМВ, %, по формуле

AWMB = ±

AW-pP Р?

(2)

где AW - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, принимаемые равными пределам допускаемой абсолютной погрешности поточного влагомера, %;

рр - плотность воды в рабочих условиях, кг/м3;

рр - плотность сырой нефти в условиях измерения массовой доли воды, кг/м3.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти АУУХС, %, вычисляют по формуле

АУУХС = ±

0,1 ’ Афс Р?

(3)

где р’ -

плотность сырой нефти в условиях измерения массовой доли хлористых солей, кг/м3.

Дфс -

■ пределы абсолютной погрешности определения массовой

концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 21534-76, г/м3, вычисляют по формуле

(4)

гдегс- сходимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, г/м3.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти AWMn, %, вычисляют по формуле

|р 2 _ _2 л е

Д\Л/МП = “п                                         (5)

где RMn и гмп - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83, %.

Значения относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти %, не более:

от 19,1 до 20 % включительно                                 ±1,5%;

свыше 20 до 50 % включительно                               ± 2,3 %;

свыше 50 до 70 % включительно                               ± 4,4 %;

свыше 70 до 85 % включительно                               ± 4,4 %;

свыше 85 до 91 % включительно                               ± 6,3 %.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815 в редакции Приказа Минпромторга России от 28.12.2018 г. N 5329.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

  • 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКНС 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 от 02.07.2015 г. № 1815 в редакции Приказа Минпромторга России от 28.12.2018 г. N 5329.

Приложение А

(рекомендуемое)

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений _______________

Диапазон измерений:______________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

  • - массы сырой нефти, %, не более__________________________________________

  • - массы нетто сырой 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 ИВК

Идентификационные данные

Значение, полученное во время поверки

Значение,указанное в описании типа

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм    вычисления    цифрового

идентификатора

3. Опробование (п. 6.3 МП)_____________________________

(соответствует/не соответствует)

4. Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКНС (п. 6.4 МП) Таблица А.2 - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКНС

Средство измерения

Регистрацион ный №

Заводской номер

Номер свидетельства о поверке

5 Определение MX (п. 6.5 МП)

  • 5.1 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти (п. 6.5.1 МП)

  • 5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п. 6.5.2 МП)

Заключение: система измерений количества и параметров нефти сырой

Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз» признана ___________к дальнейшей эксплуатации

годной/не годной

Должность лица проводившего поверку: ______________ ____________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______»  _____________ 20___г.

8

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель