Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 562 ПСП «ДЕМЬЯНСКОЕ» ООО «РН-УВАТНЕФТЕГАЗ»» (Код не указан!)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 562 ПСП «ДЕМЬЯНСКОЕ» ООО «РН-УВАТНЕФТЕГАЗ»

Наименование

Код не указан!

Обозначение документа

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) Федеральное бюджетное учреждение

«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»

(ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 562 ПСП «ДЕМЬЯНСКОЕ» ООО «РН-УВАТНЕФТЕГАЗ»

Методика поверки

Тюмень

2016

Разработана

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Начальник отдела МОП

Л.А. Каражова

Инженер по метрологии 2 категории отдела МОП

М.Е. Майоров

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 562 ПСП «Демьянское» ООО «PH-Уватнефтегаз», заводской номер 32.00.000.00.

Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Интервал между поверками - 1 год.

В настоящем документе приняты следующие сокращения:

АРМ - автоматизированное рабочее место оператора;

ИВК - измерительно-вычислительный комплекс;

MX - метрологические характеристики;

ПО - программное обеспечение;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИ - средства измерений;

МПР - массовый преобразователь расхода.

1 Операции поверки

Операции поверки указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

Номер пункта документа по поверке

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Внешний осмотр

6.1

+

+

Опробование

6.2

+

+

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН

6.3.1

+

+

Определение относительной погрешности массы брутто нефти

6.3.2

+

+

Определение относительной погрешности массы нетто нефти

6.3.3

+

+

2 Средства поверки
  • 2.1 Для поверки преобразователей массового расхода на месте эксплуатации применяется трубопоршневая поверочная установка не ниже 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002.

  • 2.2 Средства измерений, входящие в состав СИКН, поверяются в соответствии с действующими на них методиками поверки.

3 Требования безопасности
  • 3.1 Организация и производство работ проводится в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:

  • - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

  • - в области промышленной безопасности - Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.97 г., (с изменениями), «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора №101 от 12.03.2013), руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденным Приказом № 784 от 27 декабря 2012 г., а также другими действующими отраслевыми НД;

  • - в области пожарной безопасности - Федеральным законом «О пожарной безопасности» № 69-ФЗ от 21 декабря 1994 г., (с изменениями), постановлением правительства РФ от 25 апреля 2012 г. № 390 «Правила противопожарного режима в РФ», СНиП 21.01-99 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» с изменением № 2 от 2002 г., НПБ 88-2001 «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования»; Федеральным законом № 123- ФЗ от 22.07.2008 г. «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»;

  • - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -«Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утверждены Приказом Минтруда России от 24.07.2013 №328н) (с изменениями); Приказ Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. № 6 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

  • - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ от 12.03.2014 г.; Федеральным законом № 89-ФЗ от 24 июня 1998 года «Об отходах производства и потребления» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

  • 3.2 Помещение СИКН должно содержаться в чистоте, без следов нефти.

  • 3.3 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взрыво-и пожарной опасности по СП 12.13130 помещение блока технологического и помещение блока ТПУ относится к категории А, помещение блока аппаратурного - В4, по классу взрывоопасных зон по ПУЭ/ГОСТ 30852.9 помещение блока технологического и помещение блока ТПУ - к В-1а/класс 2, по категории и группе взрывоопасных смесей при их возможном образовании по ГОСТ Р 30852.11 и ГОСТ Р 30852.5 к ПА - ТЗ.

  • 3.4 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений и размещенные во взрывоопасных зонах, должны иметь сертификат соответствия требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» или действующее Разрешение Ростехнадзора для применения на опасных производственных объектах.

  • 3.5 Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ) VII-е издание».

  • 3.6 В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания СИКН разрабатываются инструкция по эксплуатации СИКН и инструкции по видам работ.

4 Условия поверки

4.1 Условия проведения поверки:

Рабочая среда

Диапазон давления нефти, МПа

Диапазон температуры нефти, °C

Диапазон плотности нефти при 20 °C, кг/м3

Массовая доля воды в нефти, %, не более

Массовая доля механических примесей, %, не более

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более Массовая доля серы, %

Температура окружающего воздуха:

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 от 0,25 до 4,0 от плюс 10 до плюс 40 от 870,1 до 895,0

0,5 0,05

100 от 0,61 до 1,80

  • - для первичных измерительных преобразователей, °C

  • - для ИВК и АРМ оператора, °C

Параметры электрического питания:

от плюс 5 до плюс 30 от плюс 5 до плюс 35

  • - напряжение питания переменного тока, В

  • - частота переменного тока, Гц

(220 380) Д

(50 ±1)

4.2 Влияние внешних условий, таких как вибрация, тряска, электрические и магнитные поля и др., влияющие на работу средств измерений, должны отсутствовать.

5 Подготовка к поверке
  • 5.1 Подготовка СИКН к проведению поверки производится в соответствии с требованиями документов:

  • - Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 562;

  • - техническая документация изготовителей средств измерений, входящих в состав СИКН.

При подготовке к поверке соблюдают условия, установленные в методиках поверки СИ, входящих в состав СИКН.

  • 5.2 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:

  • - демонтаж средств измерений СИКН (при необходимости);

  • - установка и соединение с эталонными и вспомогательными СИ;

  • - проверяют заземление средств измерений, работающих под напряжением;

  • - проверяют герметичность (отсутствие протечек) системы;

  • - проводят установку нуля, конфигурирование сигналов (при необходимости).

6 Проведение поверки
  • 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

  • - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

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

  • - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

  • 6.2 Опробование

Опробование проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При опробовании проверяют работоспособность средств измерений СИКН без определения метрологических характеристик. Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН.

  • 6.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения.

При проведении проверки идентификационных данных ПО проверяют соответствие номера версии и идентификационного наименования ПО, указанного в описании типа.

Номер версии ПО ИВК «ИМЦ-03» отображается в левом верхнем углу дисплея ивк.

Идентификация ПО «АРМ-Вектор» осуществляется путем выполнения команды ОПРЕДЕЛИТЬ в меню ?, находящемся в правом верхнем углу окна АРМ.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

ИВК «ИМЦ-03»

«АРМ Вектор»

Идентификационное наименование ПО

ИМЦ-03

Genesis 32V7-1500

Номер версии (идентификационный номер) ПО

В21.05

7.1.118

Цифровой идентификатор ПО

-

Р141836048

Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблице 2.

  • 6.3 Определение погрешности средств измерений

    • 6.3.1 Определение погрешности СИ, входящих в состав СИКН

Определение погрешности СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - Перечень документов на методики поверки СИ

Наименование СИ

Методика поверки

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 400

МИ 3151-2008 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с преобразователем плотности»;

МИ 3272-2010 «Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности»

«Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки» утвержденная

ФГУП «ВНИИМС» 25.07.2010 г.

«Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы Fisher-Rosemount. Методика поверки»

Преобразователи давления

измерительные 3051TG

МИ 1997-89 «Рекомендация. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

МП 14061-10 «Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки» утвержденная

ФГУП «ВНИИМС» 08 февраля 2010 г.

Преобразователи измери

тельные 644

«Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2004 г.

Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835В

МИ 2816-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

Влагомеры нефти поточные

УДВН-1пм

МИ 2366-2005 «Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки»

Преобразователь вязкости жидкости измерительный 7827

МИ 3302-2010 «Рекомендация ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки»

Анализатор серы рентгеноабсорбционный «SPECTRO 682Т-НР» в потоке жидких углеводородов находящихся под давлением

МП 12-223-2006 «ГСП. «Анализаторы рентгенофлуоресцентные элементного состава «SPECTRO 600Т» в потоке жидкостей и жидких углеводородов низкого давления (модификаций «SPECTRO 600T-L», «SPECTRO 682T-LP») и анализаторы серы рентгеноабсорбционные «SPECTRO 682Т-НР» в потоке жидких углеводородов, находящихся под давлением, фирмы «SPECTRO Analytical Instruments, Inc». Методика поверки» утвержденная ФГУП «УНИИМ» в мае 2006 г.

Комплексы измерительновычислительные ИМЦ-03

«Комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03». Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИИР»

Примечание -     Допускается применение других нормативных документов по повер

ке указанных средств измерений, обеспечивающих установленные требования к погрешности СИКН.

Результаты поверки считаются положительными, если средства измерений указанные в таблице 3 имеют действующие свидетельства о поверке и опломбированы согласно МИ 3002-2006.

  • 6.3.2 Определение относительной погрешности измерения массы брутто нефти

    • 6.3.2.1 На момент определения относительной погрешности измерения массы брутто нефти все средства измерений, входящие в состав СИКН, должны быть поверены.

Результаты поверки средств измерений, входящих в состав СИКН, должны быть оформлены в соответствии с требованиями распространяющихся на них нормативных документов по поверке.

  • 6.3.2.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти 5МБр, %, принимают равными пределам относительной погрешности МПР.

  • 6.3.3 Определение относительной погрешности измерения массы нетто нефти

    • 6.3.3.1 На момент определения относительной погрешности измерения массы нетто все средства измерений, входящие в состав СИКН, должны быть поверены.

Результаты поверки средств измерений, входящих в состав СИКН, должны быть оформлены в соответствии с требованиями распространяющихся на них нормативных документов по поверке.

  • 6.3.3.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти 5Мы>, %, принимают равными пределам относительной погрешности МПР.

  • 6.3.3.3 Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти 5МН, %, рассчитываются по формуле:

J2 +AW2 + AW2

* М!Ш VV MI I VV XC                              (J)

w2 +w2 +w2 Y VYMB^ VVM1I^ vvxc

100

где

AWMb - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в нефти, %;

AWMn - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

AWxc - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

Wmb - массовая доля воды в нефти, измеренная по ГОСТ 2477;

Wmii - массовая доля механических примесей в нефти, измеренная по ГОСТ 6370, %;

Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, рассчитанная по формуле:

Wxc=0,l-^                        (2)

р

где

фхс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, измеренная по ГОСТ 21534, мг/дм3;

р - плотность нефти, измеренная по ГОСТ 3900 и приведенная к условиям измерения в ИЛ, кг/м3.

Для доверительной вероятности P = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений А, %, вычисляют по форму-

ле:

aJr2-«'5?                      (3)

V2

где

R и г - воспроизводимость и повторяемость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65, ГОСТ 6370-83 и ГОСТ 21534-76.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей

по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению повторяемости.

Результаты испытания считают положительным, если пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нетто не превышают ± 0,35 %.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 Если результат поверки положителен, на СИКН оформляется свидетельство о поверке в соответствии с приложением 1 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815. На обратной стороне свидетельства указываются следующие данные:

..... диапазон расходов по СИКН;

  • - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти;

  • -  пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

  • 7.2 Если результат поверки отрицательный, СИКН к эксплуатации не допускается, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с приложением 2 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Изменение

измененных

Номера страниц

замененных

новых

аннулированных

Всего листов (страниц) в документа

№ документа

Входящий № сопроводительного документа и дата

Подпись

Дата

ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИИ

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель