Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз»» (МП 0812/1-311229-2015)

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

/«УТВЕРЖДАЮ»

igpe^iop е^шЪгии «СТП» [|,И.А. Яценко

2017 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

(с изменением № 1)

МП 0812/1-311229-2015

г. Казань

2017

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Введение

• 2 Операции поверки

• 3 Средства поверки

• 4 Требования техники безопасности и требования к квалификации поверителей

• 5 Условия поверки

• 6 Подготовка к поверке

• 7 Проведение поверки

• 8 Оформление результатов поверки

• 1 ВВЕДЕНИЕ

  • 1.1 Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз» (далее - СИКН), заводской № 01, изготовленную ООО «ИМС Индастриз», г. Москва, принадлежащую АО «Самотлорнефтегаз», г. Нижневартовск, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

  • 1.2 СИКН предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефть), определения показателей качества нефти и массы нетто нефти.

  • 1.3 Принцип действия СИКН основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы сбора и обработки информации входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей объемного расхода (далее - ТПР), преобразователей давления, температуры и плотности.

СИКН реализует косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти с помощью ТПР. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.

• 1.4 СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.

• 1.5 В состав СИКН входят:

• - два входных коллектора (DN 400);

• - блок фильтров и насосов (далее - БФиН);

• - блок измерительных линий (далее - БИЛ) с пятью рабочими измерительными линиями (далее - ИЛ) (DN 150) и тремя резервными ИЛ (DN 150);

• - два выходных коллектора (DN 400);

• - блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);

• - блок трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);

• - блок обвязки ТПУ;

• - система сбора и обработки информации (далее - СОИ).

• 1.6 Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКН, представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Состав СИКН

• 1.7 Поверка СИКН проводится поэлементно: поверка СИ, входящих в состав СИКН, осуществляется в соответствии с их методиками поверки.

• 1.8 Интервал между поверками СИ, входящих в состав СИКН, - 1 год.

• 1.9 Интервал между поверками стационарной поверочной установки - 2 года.

• 1.10 Интервал между поверками стеклянных термометров - 3 года.

• 1.11 Интервал между поверками СИКН - 1 год.

• 2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны быть выполнены операции, приведенные в таблице 2.1. аблица 2.1 - Операции поверки

• 3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

  • 3.1 При проведении поверки СИКН применяют эталоны и СИ, приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Основные эталоны и СИ

• 3.2 Допускается использование других эталонов и СИ по своим характеристикам не уступающим указанным в таблице 3.1.

• 3.3 Все применяемые СИ должны иметь действующие поверительные клейма или свидетельства о поверке.

• 4 ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

  • 4.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие требования:

• - корпуса применяемых СИ должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

• - ко всем используемым СИ должен быть обеспечен свободный доступ для заземления, настройки и измерений;

• - работы по соединению вспомогательных устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

• - обеспечивающие безопасность труда, производственную санитарию и охрану окружающей среды;

• - предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и эксплуатационной документацией оборудования, его компонентов и применяемых средств поверки.

• 4.2 К работе по поверке должны допускаться лица:

• - достигшие 18-летнего возраста;

• - прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке;

• - изучившие эксплуатационную документацию на СИКН, СИ, входящие в состав СИКН, и средства поверки.

• 5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха, °С                   20±5

• - относительная влажность, %                            от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                             от 84 до 106

• 6 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

• - проверяют заземление СИ, работающих под напряжением;

• - эталонные СИ и СОИ СИКН выдерживают при температуре указанной в разделе 5 не менее трех часов, если время их выдержки не указано в инструкции по эксплуатации;

• - эталонные СИ и СОИ СИКН устанавливают в рабочее положение с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

• - осуществляют соединение и подготовку к проведению измерений эталонных СИ и СОИ СИКН в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

• 7 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

  • 7.1 Проверка технической документации

    • 7.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют:

• - наличие руководства по эксплуатации СИКН;

• - наличие паспорта СИКН;

• - наличие свидетельства о предыдущей поверке СИКН (при периодической поверке);

• - наличие паспортов СИ, входящих в состав СИКН;

• - наличие действующих свидетельств о поверке СИ, входящих в состав СИКН, которые подлежат поверке;

• - наличие действующих сертификатов о калибровке СИ, входящих в состав СИКН, которые подлежат калибровке.

• 7.1.2 В таблице 7.1 приведены нормативные документы на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

Таблица 7.1 - Нормативные документы на поверку СИ, входящих в состав СИКН

Таблица (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 7.1.3 Результаты проверки считают положительными при наличии всей технической документации по 7.1.1.

• 7.2 Внешний осмотр

  • 7.2.1 При проведении внешнего осмотра СИКН контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКН.

  • 7.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКН устанавливают состав и комплектность СИКН. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в паспорте на СИКН. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, записям в паспорте на СИКН.

  • 7.2.3 Результаты проверки считают положительными, если монтаж СИ, измерительновычислительных и связующих компонентов СИКН, внешний вид и комплектность СИКН соответствуют требованиям технической документации.

• 7.3 Опробование

  • 7.3.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКН

    • 7.3.1.1 Подлинность программного обеспечения (далее - ПО) СИКН проверяют сравнением идентификационных данных ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа.

    • 7.3.1.2 Проверяют возможность несанкционированного доступа к ПО СИКН и наличие авторизации (введение логина и пароля), возможность обхода авторизации, проверка реакция ПО СИКН на неоднократный ввод неправильного логина и (или) пароля (аутентификация).

    • 7.3.1.3 Результаты опробования считают положительными, если идентификационные данные ПО совпадают с исходными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и отраженными в описании типа СИКН, а также исключается возможность несанкционированного доступа к ПО СИКН и обеспечивается аутентификация.

  • 7.3.2 Проверка работоспособности СИКН при задании входных сигналов с помощью калибратора в СОИ без определения метрологических характеристик

    • 7.3.2.1 Приводят СИКН в рабочее состояние в соответствие с технической документацией СИКН. Проверяют прохождение сигналов калибратора, имитирующих измерительные сигналы. Проверяют на мониторе АРМ оператора показания по регистрируемым в соответствии с конфигурацией СИКН параметрам технологического процесса.

    • 7.3.2.2 Результаты опробования считают положительными, если при увеличении/уменьшении значения входного сигнала соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на мониторе АРМ оператора.

7.4 Определение метрологических характеристик

• 7.4.1 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти

• 7.4.1.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 5_мб, кг/ч, при косвенном методе динамических измерений рассчитывают по формуле

⁵мб = ±М • 7⁵V + Sp + ⁵ + ^{5 ,                             (1)}

где 5_V    - пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %;

5_р    - пределы относительной погрешности измерений плотности нефти, %;

S_T    - составляющая относительной погрешности измерений массы брутто нефти за

счет абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при измерениях ее объема и плотности, %;

S_N   - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании

входных электрических сигналов в значения объема продукта, %.

• 7.4.1.2 Значение S_T , %, рассчитывают по формуле

  S_T = ±

  ^'•100

  1 + P'\Tp - Tv)

  

  (2)

где J3'   - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (согласно приложению А

ГОСТ 8.595-2004);

Т_р    - температура нефти при измерениях плотности нефти, °С;

fV    - температура нефти при измерениях объема нефти, °С;

Д_тр  - пределы абсолютной погрешности измерений температуры нефти при

измерениях ее плотности (T_p), %;

Д_Ту   - пределы абсолютной погрешности измерений температуры нефти при

измерениях ее объема (T_V ), %.

• 7.4.1.3 Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность СИКН при измерении массы брутто нефти, рассчитанная по формуле (1), не выходит за пределы ±0,25 %.

• 7.4.2 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти

• 7.4.2.1 Относительную погрешность СИКН при измерении массы нетто нефти 5М_н, %, рассчитывают по формуле

• 7.4.2.2 Абсолютную погрешность определения объемной доли воды в нефти в лаборатории Ao, %, рассчитывают по формуле

  где Re

  Гв

  R² - 0 5 • г ²

  ^A' s -"-2-^,

  • - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477-65, выраженная в объемных долях, %;

  • - сходимость метода по ГОСТ 2477-65, выраженная в объемных долях, %.

  (4)

  • 7.4.2.3 Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в нефти в лаборатории AW , %, рассчитывают по формуле

  /IW ^^B'^Рв ,

  р"

  (5)

где р^в   - плотность дистиллированной воды в условиях измерения объемной доли воды

в нефти, кг/м³;

рфв   - плотность нефти в условиях измерения объемной доли воды в нефти, кг/м³.

• 7.4.2.4 Абсолютную погрешность определения массовой доли механических примесей в нефти в лаборатории AW_Mn , %, рассчитывают по формуле

-² -0 5 • г ²

мп ’ мп

5

^Гмп

• 7.4.2.5 Абсолютную погрешность определения массовой доли хлористых солей в нефти в лаборатории AW_xc, %, рассчитывают по формуле

AW, = 0,1-^д^хс,

Ризм

где А^_хс - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³;

_Р^д   - плотность нефти, измеренная преобразователем плотности, кг/м³.

изм

• 7.4.2.6 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения концентрации хлористых солей в нефти .\о_х, %, рассчитывают по формуле

  	R2 - 0 5•r2 &Рхс          2      ,
  где R	- воспроизводимость метода по ГОСТ 21534-76, %;
  Гхс	- сходимость метода по ГОСТ 21534-76, %.

  (8)

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости метода по ГОСТ 21534-76.

• 7.4.2.7 Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность СИКН при измерении массы нетто нефти, рассчитанная по формуле (3), не выходит за пределы ±0,35 %.

• 8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

  • 8.1 Результаты поверки СИКН оформляют протоколом с указанием даты и места проведения поверки, условий поверки, применяемых эталонов, результатов расчета погрешности.

  • 8.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

  • 8.3 Отрицательные результаты поверки СИКН оформляют в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». При этом выписывается извещение о непригодности к применению СИКН с указанием причин непригодности.

12 из 12