Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ ПО ОБЪЕКТУ «НАПОРНЫЙ НЕФТЕПРОВОД НГДУ «АЗНАКАЕВСКНЕФТЬ» ОТ АЗНАКАЕВСКОГО ТП ДО ЯКЕЕВСКОГО ТП»» (МИ 0562-9-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ ПО ОБЪЕКТУ «НАПОРНЫЙ НЕФТЕПРОВОД НГДУ «АЗНАКАЕВСКНЕФТЬ» ОТ АЗНАКАЕВСКОГО T1I ДО ЯКЕЕВСКОГО ТП»

Методика поверки

МП 0562-9-2017

г. Казань

2017

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой по объекту «Напорный нефтепровод НГДУ «Азнакаевскнефть» от Азнакаевского ТП до Якеевского ТП» (далее - СИКНС), предназначенной для автоматизированного измерения количества и показателей качества нефти, и устанавливает методику и средства ее первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - 1 год.

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

Применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - СИ), перечисленных в таблице 3.

• 3.1 При проведении поверки соблюдают требования безопасности, действующие в помещениях, где проводится поверка, и требования безопасности, установленные в руководстве по эксплуатации на эталонные СИ и на СИКНС.

• 3.2 Требования к квалификации поверителей.

  • 3.2.1 Поверка СИКНС должна проводиться метрологической службой предприятия или организацией, аккредитованной в установленном порядке.

  • 3.2.2 Поверку установки должен выполнять поверитель, изучивший технологическую схему установки и принцип ее работы.

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 сырой нефти.

Таблица2 - Основные технические характеристики

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

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационно-технической документации на СИ, входящие в состав СИКНС.

• 6.2 Внешний осмотр

  • 6.2.1 При внешнем осмотре устанавливают:

• - отсутствие механических повреждений и дефектов, не позволяющих провести поверку;

• - соответствие комплектности СИКНС эксплуатационной документации;

• - читаемость надписей и обозначений, их соответствие требованиям эксплуатационной документации;

• - целостность оттисков поверительных пломб (при использовании данного способа нанесения сведений о поверке).

• 6.3 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (далее - ПО), отсутствия полного ограничения доступа к метрологически значимой части ПО и измерительной информации

  • 6.3.1 Чтобы определить идентификационные данные ПО СИКНС, необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для контроллера, входящего в ее состав.

В главном меню на сенсорной панели установки нажать кнопку «Данные о программном обеспечении». В открывшемся на сенсорной панели окне отобразится наименование и номер версии встроенного ПО контроллера.

• 6.3.2 Если полученные при этом идентификационные данные и идентификационные данные, указанные в описании типа СИКНС, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия идентификационных данных ПО. В противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.4 Опробование.

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

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

  • 6.4.3 Проверяют герметичность СИКНС.

соответствии с НД, приведенными в таблице 3. ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

Относительную погрешность измерений массы сырой нефти 6Мс, %, при прямом методе динамических измерений принимают равной относительной погрешности измерений массы сырой нефти с помощью счетчика-расходомера массового ЭМИС-МАСС 260 (далее - РМ) с учетом относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы сырой нефти ПО.

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

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

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти

Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти ЗМ_Н, %, определяют

расчетным путем в соответствии с методикой измерений «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой по объекту «Напорный нефтепровод НГДУ «Азнакаевскнефть» от Азнакаевского ТП до Якеевского ТП» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/5709-16 от «28» июня 2016 г.), по формуле:

где

8М_СН - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

A W_tj - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

АИ⁷^, - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %. определяемая по формуле:

Д(Г_к;=0,1х^

Рн

где

Ь.(р_хс - абсолютная погрешность измерения массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³);

р*^с - плотность обезвоженной дегазированной нефти при условиях измерений (р_хс, кг/м³;

A W_Mn - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %.

При определении содержания воды в сырой нефти с применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ (далее - ВП) абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %, определяют по формуле

100-А^_д-р_д

(100 —   ) ■ р_н + (p_R- р_в

где

- абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВП, %.

ср_в - объемная доля воды в сырой нефти в рабочих условиях при давлении и температуре в ИЛ, %, измеренная ВП;

р_в - плотность пластовой воды при условиях измерений (р_в, кг/м³, вычисляется по аттестованной МИ;

р_н - плотность обезвоженной дегазированной нефти, определенная в испытательной лаборатории по аттестованной МИ, при условиях измерений ф_в, кг/м³.

W_K - массовая доля воды, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории либо по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером;

W_Mn - массовая доля механических примесей, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории;

W_xc - массовая доля хлористых солей, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в сырой 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 параметра сырой нефти абсолютную погрешность его измерений А, %, вычисляют по формуле

_{д = +} ^-05хг-

V2

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего параметра сырой 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 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости.

• 6.5 Результаты поверки считают положительными, если пределы допускаемой относительной погрешности измерений не превышают:

• - при определения массы нетто сырой нефти при определении объемной доли

воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти в испытательной лаборатории при содержании объемной (массовой) доли воды в сырой нефти не более 7,74 (10) %, %                                                ±0,4

• - при определения массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в сырой нефти по ГОСТ 2477, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти в испытательной лаборатории:

• - при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5 %, %       ±0,6

• - при содержании объемной (массовой) доли воды в сырой нефти не более

7,74 (10) %  , %                                                                       ±0,9

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

• 7.2 При положительном результате поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 (ред. от 07.07.2016)«Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» и допускают СИКНС к эксплуатации.

При положительном результате поверки знак поверки наносится: на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

• 7.3 При отрицательных результатах повторной поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют, выдают извещение о непригодности согласно Приказу Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 (ред. от 07.07.2016)«Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке»с указанием причин. СИКНС после выдачи извещения о непригодности направляется в ремонт, утилизируется, либо используется для целей, не входящих в сферу государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Система измерений количества и параметров нефти сырой по объекту «Напорный нефтепровод НГДУ

«Азнакаеве кнефть» от Азнакаевского ТП до Якеевского ТП». Методика поверки                        Лист 9 из 9