Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 224 НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ» ОАО «ТАТНЕФТЬ»» (МП 0345-9-2015)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

по развитию

ШСЖ айбинский

15 II

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 224 НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ» ОАО «ТАТНЕФТЬ»

Методика поверки

МП 0345-9-2015

Казань

2016 г.

Левин КА., Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 224 НГДУ «Альметьевнефтъ» ОАО «Татнефть» (далее -система), предназначенную для измерений массы и показателей качества высокосернистой нефти при учетных операциях между НГДУ «Альметьевнефтъ» ПАО «Татнефть» и Альметьевским районным нефтепроводным управлением АО «Траснефть-Прикамье».

Интервал мевду поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 2.1 Перечень эталонов применяемых при поверке:

  • 2.1.1 Рабочий эталон 2 разряда единицы расхода жидкости в диапазоне значений от 64 до 640 м³/ч (далее - ТПУ), пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1%.

Применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - СИ), перечисленных в таблице 4.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• -  Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими 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.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи нефти.

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 Проверка идентификации и защиты ПО системы

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

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955 (далее - ИВК) проводят в соответствии с техническим руководством на ИВК.

  • 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО программного комплекса автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) оператора «CROPOS» проводят в соответствии с руководством пользователя.

  • 6.2.4 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в таблице 3.

ТаблицаЗ - Идентификационные данные ПО системы

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в систему четкие и соответствуют требованиям 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 4.

Таблица4 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 4 - СИ и методики их поверки

Комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе PLC, датчики давления Метран-100, предназначенные для измерений разности давления и счетчик нефти турбинный МИГ-32, установленный в блоке измерений показателей качества нефти, подлежат калибровке или поверке один раз в год, термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 подлежат поверки 1 раз в 3 года, остальные СИ, входящие в состав системы подлежат поверки один раз в год.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти не должна превышать ± 0,25% для рабочих и резервных СРМ.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8М_Н, %_} определяют

расчетным путем по формуле

где

бМб_Р ~ относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

АЖ_в   - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

W_e - массовая доля воды в нефти, %,

A W_n - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %;

W_n -массовая доля механических примесей в нефти, %,;

АИ^с - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, % Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %.

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 А, %, вычисляют по формуле

V2

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.

б.б.Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы нетто нефти не превышает ± 0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 Приказа Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 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 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.3 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы измерений количества и показателей качества нефти № 224 НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть».

7