Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 263 НА ПСП «КИЕНГОП» ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»» (МП 0524-9-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

ФГУП «ВНИИР»

по развитию

Тайбинский

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 263 НА ПСП «КИЕНГОП» ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

Методика поверки

МП 0524-9-2016

Нач

Тел.

к отдела НИО-9

К.А. Левин : (843)273-28-96

г. Казань

2016

Левин К.А., Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» (далее - СИКН) и устанавливает методику и средства их первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица!

2 Средства поверки

• 2.1 Перечень эталонов применяемых при поверке:

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 СИКН.

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

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

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

• 6.2 Проверка идентификации и защиты ПО СИКН.

  • 6.2.1 ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.

Таблица2 - Идентификационные данные ПО СИКН

6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав СИКН четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.4 Опробование

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

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

• 6.4.3 Проверяют герметичность СИКН.

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

• 6.5 Определение метрологических характеристик

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН. Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 4.

ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

МИ 3151-2008 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности» (с изм. № 1,2)

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели DS600 (далее -СРМ)

Окончание таблицы 3 - СИ и методики их поверки

Датчики давления Метран-150, датчики давления «Метран-100», манометры показывающие для точных измерений МПТИ предназначенные для измерений разности давления и счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш, установленный в блоке измерений показателей качества нефти, подлежат калибровке или поверке 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.

При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти для каждой ИЛ (М^к, т) вычисляют по формуле:

М‘-р.„ {\ + Р-(Т_р-ТР _{+ Г}(Р,-Р„)]-10-’,                (1)

И_и)( - объем нефти, измеренный ПР при рабочих условиях, м³;

Риз» ~ плотность нефти, измеренная ПП, при рабочих условиях, кг/м³;

/3, у -коэффициенты объемного расширения и сжимаемости соответственно, определяется в соответствии с Р 50.2.076;

Т - температура нефти при измерении плотности с применением ПП, °C;

Т, -температура нефти при измерении объема нефти с применением ПР, °C;

P_v - избыточное давление при измерении объема нефти с применением ПР, МПа;

Р - избыточное давление при измерении плотности с применением ПП, МПа.

Измерения массы брутто нефти производятся в автоматическом режиме с применением ПР.

При отказе рабочего ПП, применяют резервный ПП, при отказе резервного ПП плотность нефти определяют с применением эталонного плотномера, ареометр или лабораторного плотномера в испытательной лаборатории, массу брутто нефти за смену определяют (, т):

КХ ^_ °б^ъем нефти, измеренный ПР при рабочих условиях за смену, м³;

Ризм ~ плотность нефти, измеренная плотномером, ареометром или лабораторным плотномером, кг/м³;

Т™ - средняя температура нефти при определении плотности нефти в испытательной лаборатории,°C;

Т^си - средневзвешенная температура нефти при измерении объема нефти с применением ПР при рабочих условиях за смену, °C;

- средневзвешенное давление нефти при измерении объема нефти с применением ПР при рабочих условиях за смену, МПа;

К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла, из которого изготовлен ареометр по Р 50.2.076 (в случае измерений плотности с помощью плотномера в лаборатории, принимают равным единице).

Систему считают выдержавшей испытание, если значение относительной погрешности при измерении массы брутто нефти в каждой точке при каждом измерении не превышает значения ± 0,25 % для рабочих СРМ и резервных ТПР и ± 0,2% для резервноконтрольного ТПР, применяемого в качестве контрольного.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

6.5.3.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти §М_И, %, при прямом методе динамических измерений определяют расчетным путем по формуле

5Л/„=±1,1х \8М:_р +

где

8Мб_Р ~ относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

А1¥_в - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

W_e - массовая доля воды в нефти, %,

- абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %; W„ - массовая доля механических примесей в нефти, %,;

A.W_XC - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, % W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8М_н , %, при косвенном

методе динамических измерений определяют расчетным путем по формуле

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

_Л Jfl²-0,5xr² л/2

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.

6.6.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 СИКН 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 СИКН 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 СИКН в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

8