Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения» (НА.ГНМЦ.0151-17 МП)

Методика поверки

Тип документа

Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения

Наименование

НА.ГНМЦ.0151-17 МП

Обозначение документа

ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

« Нефтеавтомати ка »

» М.С.Немиров 2017 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0151-17МП

Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Крайнов М.В.,

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «PH-Пурнефтегаз» (далее - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Межповерочный интервал СИКНС: один год.

Примечание- Допускается поверку СИКНС проводить поэлементно при условии соблюдения требований настоящей методики и ссылочных документов.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.1);

  • 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКНС (п.п. 6.2);

  • 1.3 Опробование (п.п. 6.3);

  • 1.4 Определение метрологических характеристик (MX):

    • 1.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКНС (п.п. 6.4.1);

    • 1.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п.п. 6.4.2);

    • 1.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п.п. 6.4.3).

2 Средства поверки

При проведении поверки СИКНС применяют следующие основные средства поверки:

  • 2.1 Рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013, диапазон измерений от 10 до 100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1%.

  • 2.2 Средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС.

  • 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

  • - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

  • - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

  • - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

  • - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №390 от 25.04.2012;

  • - СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»;

  • - СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования»;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

- ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

4 Условия поверки
  • 4.1 При проведении поверки СИКНС соблюдают требования, приведенные в

    таблице 1.

Таблица 1 - Условия проведения поверки.

Наименование характеристики

Значение

БИЛ-1

БИЛ-2

БИЛ-3

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

возвратная нефть

некондиционные нефтепродукты

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

от 20 до 40

от 10 до 20

от 10 до 35

Рабочий диапазон плотности, кг/м3

от 750 до 950

Вязкость кинематическая, мм2/с, не более

25

25

15

Рабочий диапазон давления, МПа

от 0,8 до 2,5

от 0,4 до 1,6

от 0,4 до 1,6

Рабочий диапазон температуры, °C

от +10 до +40

от +40 до +120

от +10 до +45

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

900

Содержание свободного газа

отсутствует

Режим работы СИКНС

непрерывный

Напряжение питания сети, В

40012/230^

Частота питающей сети, Гц

(50±0,5)

Средний срок службы, лет, не менее

10

Средняя наработка на отказ, час

20 000

  • 4.2 При проведении поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС, соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на поверку СИ.

5 Подготовка к поверке

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКНС и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) клейм на СИ, входящие в состав СИКНС.

6 Проведение поверки

6.1. Внешний осмотр.

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям.

  • - комплектность СИКНС должна соответствовать технической документации;

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

  • - надписи и обозначения на компонентах СИКНС должны быть четкими и соответствующими технической документации.

  • 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПК «Cropos».

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКНС АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы», в правом нижнем углу которого расположена кнопка «Проверить CRC32» и отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения 1:

  • - идентификационное наименование ПО;

  • - номер версии ПО.

Для определения цифрового идентификатора ПО кнопку «Проверить CRC32». Полученный цифровой идентификатор заносят в протокол.

  • 6.2.2 Проверка идентификационных данных конфигурационного файла контроллера FloBoss S600+.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для ведущих и ведомых контроллеров.

С помощью кнопок на передней панели контроллера выбрать на дисплее меню №5 «SYSTEM SETTINGS», далее №7 - «SOFTWARE VERSION». В открывшемся меню необходимо найти страницы со следующими заголовками:

  • - CONFIG NAME (идентификационное наименование ПО), страница Р217.1);

  • - CONFIG VERSION (номер версии ПО, страница Р217.3);

  • - FILE CSUM (цифровой идентификатор ПО, параметр CONFIG STRUCTURE, страница Р217.6).

Занести информацию из этих страниц в соответствующие разделы протокола.

  • 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКНС и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 и п.6.2.2, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКНС программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

  • 6.3 Опробование.

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

  • 6.4 Определение MX.

  • 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

НД

Расходомеры     массовые

Promass 83F

МИ 3151-2008 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»

МИ 3272-2010 «ГСИ. Счетчики расходомеры

Наименование СИ

нд

массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности»

Плотномер        жидкости

промышленный   7835   с

вычислителями 7945/7946 Преобразователь плотности жидкости    измерительный

7835

МИ 2403-97 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные вибрационные "Солартрон" типов 7830, 7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации»;

МИ 2816-2012    «ГСИ.    Преобразователи

плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»;

МИ 3240-2012    «ГСИ.    Преобразователи

плотности жидкости поточные. Методика поверки»

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

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

Преобразователи измерительные iTemp ТМТ82

50138-12 «Преобразователи измерительные серии iTEMP моделей ТМТ80, ТМТ82, ТМТ111. Методика поверки», утверждена ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 19.09.2011

Термопреобразователи сопротивления платиновые TR 10

МП 49519-12         «Термопреобразователи

сопротивления платиновые серии TR, TST. Методика поверки», утверждена ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.

Преобразователи давления измерительные Cerabar М РМР51

МП 41560-09 «Преобразователи давления и уровня измерительные Cerabar, Deltabar и Waterpilot        производства        фирмы

«Endress+Hauser GmbH+Co.KG», Германия. Методика поверки», утверждена ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 16.09.2009 г.

Контроллер измерительный FloBoss S600+

«Инструкция. ГСИ Контроллеры измерительные FloBoss модели S600, S600+ фирмы «Emerson Process Management Ltd». Методика поверки», утверждена ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 25.03.2011 г.

Манометры

МИ 2124 - 90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры, напорометры, тягометры и тягонапорометры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

Термометры       ртутные

стеклянные лабораторныйе ТЛ-4 №2

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки»

Прибор УОСГ-ЮОСКП

Раздел 10 руководства по эксплуатации

002.00.00.000.РЭ

  • 6.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов.

Согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений погрешность измерений массы брутто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов равна пределу допускаемой погрешности счетчиков-расходомеров массовых.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов определяют в соответствии с МИ 3151-2008 либо МИ 3272-2010.

Значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов не должны превышать ±0,25%.

  • 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов вычисляют по формуле

где 6МН

бМбР

AWB A Wn

A Wxc

Н=±1,Т 5M6p2+^2t-AWn-2+AVVr2.

н             ор Г1 wB+wn+wxci2

I 100 J

(1)

N

  • - относительная погрешность измерений массы нефти, некондиционных нефтепродуктов нефти, %;

  • - предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов, %;

  • - абсолютная погрешность определений массовой доли воды, %;

  • - абсолютная погрешность определений массовой доли механических примесей в нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов, %,

  • - абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей, %.

мазута и

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды вычисляют по формуле

AWB

Л2в20,5

V2

(2)

где RB и гв - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли воды, берут из ГОСТ 2477-65, % массы.

Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, AWn, % массы, вычисляют по формуле

AWn

VRn-rn2-0>5

V2

(3)

где Rn и гп - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей, берут из ГОСТ 6370-83, % массы.

Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли хлористых солей, AWXC, % массы, вычисляют по формуле

a/R22 -0,5

V2

(4)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли хлористых солей, % массы.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г, % массы. Значение сходимости гхс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм3, переводят в % массы по формуле

Р

где гхс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм3.

Значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов не должны превышать ±0,35%.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 Результаты идентификации программного обеспечения оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

  • 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России №1815 от 02.07.2015 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

  • - наименование измеряемой среды;

  • - значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов и массы нетто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельствам о поверке на преобразователи расхода);

  • - идентификационные признаки программного обеспечения СИКНС.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

  • 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г.

  • 7.4 СИКНС допускает замену в межповерочный период вышедших из строя средств измерений аналогичными, прошедшими поверку в установленном настоящей методикой порядке и признанными пригодными для эксплуатации. Проведение внеочередной поверки СИКНС в этом случае не требуется.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКНС

Протокол № Подтверждения соответствия ПО СИКНС

Место проведения поверки:_________________

Наименование СИ:_______________________

Заводской номер: №_______________________

Идентификационные данные

Значение, полученное во время поверки СИКНС

Значение,указанное в описании типа СИКНС

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Цифровой идентификатор ПО

Заключение: ПО СИКНС соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа СИКНС.

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)

(инициалы, фамилия)

Дата поверки:

20 г.

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель