Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №2017 АО «Татойлгаз»» (НА.ГНМЦ.0482-20 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

АО «^ефтеавтоматика»

• • о

М.С. Немиров _____ 2020 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №2017 АО «Татой л газ»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0482-20 МП

Казань

2020

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 (СИКН) №2017 АО «Татойлгаз» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН; один год.

Поверку СИКН прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда (установки поверочные передвижные с расходомерами) (далее по тексту - ПУ) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности от ± 0,1% включительно до ± 0,3%.

• 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 поверяемой СИКН с требуемой точностью.

• 3.1 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 нормативными документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. N° 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности». Постановлением 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. N® 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;

• - правил безопасности при эксплуатации средств поверки, приведенными в эксплуатационной документации;

• - инструкций по охране труда, действующих на объекте и СИКН.

• 3.2 При использовании передвижной ТПУ для её технологической обвязки с СИКН, используют оборудование, имеющее соответствующие разрешительные документы на его применение и свидетельство о гидроиспытаниях с действующим сроком.

• 3.3 СИ и электрооборудование, установленные на технологической части СИКН и на ТПУ, имеют взрывозащищенное исполнение и обеспечивают уровень взрывозащиты, соответствующий классу зоны В-1 а, вид взрывозащиты - по категории взрывоопасной смеси соответствует группе ТЗ по ГОСТ Р 51330.0 (МОК 60079-0).

  части и доступ. При переходы,

• 3.4 К средствам поверки, установленным на технологической требующим обслуживания при поверке, обеспечивают свободный необходимости предусматривают лестницы, площадки и соответствующие требованиям безопасности.

  выполняют лица,

  к эксплуатации перечисленного

  прошедшие

• 3.5 Управление средствам поверки соответствующее обучение и допущенные оборудования на основании проверки знаний.

  лиц, аттестованных в качестве поверителя, изучивших эксплуатационную документацию на средства поверки, настоящую инструкцию, и прошедших инструктаж по технике безопасности.

  3.7 При появлении течи рабочей жидкости, загазованности и других ситуаций, препятствующих нормальному ходу работ, поверку прекращают.

• 3.6 К проведению поверки допускают

Отах,                                                                            (1-1)

■ (Qmax +Qmin )’                                                                      (1-2)

Qmin,

где Qmax И Qmin - соответственно максимальный и минимальный расход, т/ч. Отклонение расхода жидкости от указанных значений: не более 5%.

• 4.2 Также при проведении поверки СИКН соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 5.1 Подготовку к поверке СИКН проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

Перед проведением поверки СИКН выполняют следующее:

• - проверяют наличие действующих свидетельств о поверке или знаков поверки на все средства поверки;

• - проверяют правильность монтажа средств поверки и СРМ;

• - подготавливают средства поверки согласно указаниям технической документации.

• 5.2 Перед проведением ОП ИКМ выполняют следующие подготовительные работы:

  • 5.2.1 Соединяют ИКМ с ПУ в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на ПУ.

  • 5.2.2 Подготавливают к работе и проверяют работоспособность ИКМ.

  • 5.2.3 Подготавливают к работе ПУ в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на ПУ.

  • 5.2.4 Проверяют герметичность системы, состоящей из ИКМ, ПУ, задвижек и трубопроводов.

  • 5.2.5 Устанавливают расход Q = 0,5 • (С^^ах +Qmin) ■

  • 5.2.6 Проверяют отсутствие течи жидкости. Если в течении 10 минут не наблюдалось течи или капель жидкости через фланцевые, резьбовые, сварные соединения и сальники, систему считают герметичной.

  • 5.2.7 Проверяют отсутствие газа (воздуха) при рабочем расходе в ПУ открытием крана, расположенного в верхней точке трубопровода ПУ.

  • 5.2.8 Проводят установку нуля эталонного счетчика расходомера массового Micro Motion (далее по тексту - СРМ) и СРМ, входящего в ИКМ, соблюдая следующие условия:

• - до установки нуля СРМ находятся во включенном состоянии не менее 30 минут;

• - при установке нуля система заполнена жидкостью;

• - клапаны после СРМ закрыты и проверены на отсутствие протечек;

  одной минуты для устраняют причины

• - после закрытия клапанов выдерживают не менее успокоения жидкости в датчиках и при необходимости возникновения движения жидкости в датчиках.

• 6.1 Внешний осмотр

  соответствие СИКН

При внешнем осмотре должно быть установлено следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

  повреждений

• - на компонентах СИКН не должно быть механических дефектов покрытия, препятствующих применению;

  быть четкими

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

• 6.2 Проверка наличия документации на СИКН.

  свидетельства поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ (см. таблицу 1), заверенной подписью поверителя и знаком поверки у СИ, поверка которых проводится в соответствии с методиками поверки, утвержденными при утверждении типа данных СИ.

Проверяют наличие действующего знака поверки и (или)

Таблица-1

Сведения результатов проверки заносят в таблицу А.1 Приложения А методики поверки СИКН.

6.3 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

• 6.3.1 Проверка идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных «ИМЦ-03» (далее по тексту - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо в экранной форме «Основное меню» с помощью клавиатуры выбрать пункт «Просмотр 2» и нажать клавишу Enter на клавиатуре. В появившейся экранной форме «Просмотр 2» с помощью клавиатуры выбрать пункт «Версия программы» и нажать клавишу Enter на клавиатуре. На экране в виде текста отобразятся идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК.

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

• 6.3.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН» (далее по тексту - АРМ оператора).

Чтобы определить идентификационные данные ПО АРМ оператора необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора над адресной строкой нажать кнопку «Версия...». В открывшемся окне «О программе» необходимо нажать кнопку «Получить данные по библиотеке», после чего в окне отобразятся идентификационные данные ПО АРМ оператора.

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

• 6.3.3 Если идентификационные данные, полученные в ходе выполнения п. 6.3.1 и п. 6.3.2 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.

6.4 Опробование.

При опробовании проверяют работоспособность СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации 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 СМКН.

• 6.5 Определение относительной погрешности ИК массы расхода нефти.

  способом с

• 6.5.1 Определение ОП ИКМ проводят комплектным применением ПУ.

При определении ОП ИКМ выполняют следующие операции:

• - внешний осмотр (п.п. 6.5.2);

• - опробование (п.п. 6.5.3);

• - определение MX ИКМ (п. 6.5.4).

• 6.5.2 Внешний осмотр.

При внешнем осмотре устанавливают:

• - отсутствие механических повреждений и дефектов, не провести ОП ИКМ;

• - соответствие комплектности ОРМ его технической документации;

• - читаемость и соответствие требованиям эксплуатационной документации надписей и обозначений.

• 6.5.3 Опробование.

Опробование ИКМ проводят в комплекте с ПУ.

Изменяют расход жидкости в пределах рабочего диапазона измерений. Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении/уменьшении расхода жидкости соответствующим образом изменялись на дисплее СРМ и на дисплее ПУ.

• 6.5.4 Определение MX ИКМ.

6.5.4.1 MX ИКМ определяют при значениях расхода жидкости, указанных в п. 4.1 настоящей методики поверки.

Последовательность определения MX выбирают как от меньших значений расхода к большим, так и от больших к меньшим.

Коэффициент преобразования СРМ, входящего в ИКМ, по импульсному выходу Кпмр, имп/т, вычисляют по формуле

fpmax ■ 3600

Qpmax

частота выходного сигнала СРМ, соответствующая      Гц;

максимальный расход СРМ, т/ч.

• - частота выходного сигнала эталонного СРМ, соответствующая Qamax ’

• - максимальный расход эталонного СРМ, т/ч.

каждого значения расхода жидкости измеряют массу жидкости СРМ, в ИКМ, и эталонным СРМ, входящим в состав ПУ.

Если используют один эталонный СРМ, то массу жидкости М^ц, т, измеренную эталонным СРМ, определяют по формуле

М .. = —

и

^пмэ1

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

р - плотность нефти, приведенная к условиям измерений lvlaccoвoй концентрации хлористых солей, кг/м^.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений лаборатории массовой доли воды, механических примесей, концентрации хлористых солей вычисляют по формуле

»

(19)

где Риг - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) определения соответствующего показателя качества 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) Гхс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм^, переводят в массовые доли, %, по формуле

г = 0,1-^,

Р

где Гхс - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм^.

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 02.07.2015 г. № 1815.

  от

По результатам поверки оформляют протокол поверки СИКН соответствии с Приложением А.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 1.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) N^2017 АО «Татойлгаз»

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:___________

Место проведения поверки:

Поверка выполнена с применением эталонов:

____________________________________регистрационный N°

Методика поверки:_________

Условия проведения поверки:

Результаты поверки:

1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)

(соответствует/не соответствует)

2. Проверка наличия документации СИКНС (п. 6.2 МП)

Таблица А. 1- Сведения о поверке СИ

3. Подтверждение соответствия ПО СИКН (п. 6.3 МП) Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО ИВК

Таблица А.З -

данные ПО АРМ

Приложение Б

(рекомендуемое)

Форма протокола определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с помощью рабочего эталона

ПРОТОКОЛ №__________

определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти

Тип измерительного преобразователя эталонного СРМ1: _

Кпмэ1 = ____________________ ИМП/Т.

Тип датчика эталонного СРМ2:___________Заводской №

Тип измерительного преобразователя эталонного СРМ2: _

Кпмэ2 =___________________ИМП/Т.

Условия определения ОП ИКМ: tn =

Таблица Б. 1 Результаты измерен

Таблица Б.2-

ьтаты определения ОП ИКМ

Таблица Б.З

ПОДПИСЬ

Заключение;__________________________________

Подпись лица, проводившего определение ОП ИКМ

Фамилия и.о.

Примечание - При оформлении протокола определения ОП ИКМ средствами вычислительной техники допускается вносить изменения в его форму.

15