Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»)» (МП 0119-9-2014)

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ЦИ СИ -

Первый заместитель директора по научной работе -

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз») Методика поверки

МП 0119-9-2014

Казань

2015 г.

Левин К.А., Шабалин А.С.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на «Систему измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз») (далее - система), принадлежащую ОАО «Самаранефтегаз» и предназначенную для автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица! - Операции поверки

• - передвижная поверочная установка (далее - ПУ) с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их рабочем диапазоне измерений, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• -  ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», а также другими действующими отраслевыми нормативными документами (НД);

• -  правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• -  правилами технической эксплуатации электроустановок;

• -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

Характеристики измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица2 - Характеристики системы и измеряемой среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО системы

  • 6.2.1 Должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описание типа на систему.

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

• -  комплектность системы должна соответствовать технической документации;

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

• -  надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав системы.

  • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

  • 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

На элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек нефти.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

  • 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF300 с измерительным преобразователем модели 2700, предназначенный для измерения массового расхода сырой нефти в блоке измерений параметров нефти сырой, и датчики давления, предназначенные для измерения избыточного давления, подлежат калибровке.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

Относительную погрешность измерений массы сырой нефти, ЗМ_СН %, при прямом методе динамических измерений принимают равной относительной погрешности СРМ.

Поверку СРМ на месте эксплуатации в рабочем диапазоне измерений массового расхода выполняют в автоматизированном режиме с применением передвижной поверочной установки.

Все операции, связанные с подготовкой и проведением поверки, выполняют в соответствии с НД на методики поверки, приведенными в таблице 3.

Относительная погрешность измерений массы сырой нефти для рабочего СРМ не должна превышать ± 0,25 %, для контрольного СРМ - ± 0,2 %.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти системой.

6.5.3.1 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти системой проводят расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

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

Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти 8М_Н, %, вычисляют по формуле

Рг

ДИ^ - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в сырой нефти в системе, %;

- максимальное значение массовой доли механических примесей в системе,

%;

максимальное значение массовой доли хлористых солей в системе, %;

Рн

Д§?_кг - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³;

Pg^C - плотность обезвоженной дегазированной нефти при условиях измерений кг/м³;

(6)

<р_Х!.    - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной нефти, мг/дм³.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов».

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

(7)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-65 «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 метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости.

• 6.5.3.2 Относительная погрешность при измерении массы нетто сырой нефти системой не должна превышать:

• - при измерении массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории:

• - при содержании массовой доли воды в сырой нефти 10%                  ± 1,0;

• - при содержании массовой доли воды в сырой нефти от 10% до 20%         ± 1,0;

• - при содержании массовой доли воды в сырой нефти от 20% до 50%         ± 4,0;

• - при содержании массовой воды в сырой нефти от 50% до 65%             ± 7,0;

• - при вычислении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли с применением влагомера сырой нефти ВСН-2:

• - при содержании массовой воды в сырой нефти 10%                      ±3,0;

• - при содержании массовой воды в сырой нефти от 10% до 20%             ±3,5;

• - при содержании массовой воды в сырой нефти от 20% до 50%             ± 5,5;

• - при содержании массовой воды в сырой нефти от 50% до 65%             ± 7,5.

• 7.1 При положительном результате поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» и допускают систему к эксплуатации.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

8