Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Кармалка НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть»» (НА.ГНМЦ.0629-21 МП)

СОГЛАСОВАНО

М.В. Крайнов

«                        2021 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти

Кармалка НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0629-21 МП

Казань

2021

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Давыдова Е.Н.,

Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти Кармалка НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа СИКН, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки.

Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКН.

Интервал между поверками СИКН: один год.

Метрологические характеристики СИКН подтверждаются расчетноэкспериментальным методом в соответствии с разделом 9 настоящей методики поверки.

При определении метрологических характеристик в рамках проводимой поверки обеспечивается передача единицы массового расхода жидкости, в соответствии с государственной поверочной схемой, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону ГЭТ 63-2019.

Методы поверки средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН, приведены в документах на методики поверки СИ.

• 2.1 При проведении поверки выполняют следующие операции, приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1

• 2.2 Поверку СИКН прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 3.1 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (НД) на поверку СИ, входящих в состав сикн.

• 3.2 При проведении поверки в условиях эксплуатации СИКН, характеристики измеряемой среды и СИКН должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Табл и ца2

4 Метрологические и технические требования к средствам поверки

4.1 Основное средство поверки приведено в таблице 3. ТаблицаЗ

• 4.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКН с требуемой точностью.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

- «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020г. № 534;

-Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

в области пожарной безопасности:

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

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 16.09.2020 г. № 1479;

• - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 г. № 533;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - «Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», утв. приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 15.12.2020г. № 903н;

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

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

• 5.2 При появлении течи рабочей жидкости, загазованности и других ситуаций, нарушающих процесс поверки, поверка должна быть прекращена.

• 6.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

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

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

• 6.2 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, должна быть обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описаниями типа СИ либо в соответствии с МИ 3002-2006 (при отсутствии информации о пломбировании в описании типа СИ).

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

• 7.2 При опробовании проверяют работоспособность СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

• 7.3 Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) формируется и отсутствуют аварийные сообщения о работе СИКН.

• 8.1 Проверка идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее по тексту - ИВК) (основного и резервного).

Проверка идентификационных данных ПО ИВК проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО.

Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК необходимо выполнить следующие действия: на панели ИВК нажать кнопку «ИНФОРМАЦИЯ», после чего на мониторе ИВК отобразятся идентификационные данные ПО ИВК.

Результат подтверждения соответствия ПО ИВК считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО ИВК (идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в таблице 2 описания типа СИКН.

• 8.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 8.1 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКН ПО, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными. Сведения о подтверждении соответствия/не соответствия ПО СИКН приводятся в протоколе поверки (Приложение А).

• 9.1 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа СИКН, наличие у проверяемых СИ действующих свидетельств о поверке и/или сведений о поверке (с положительным результатом) в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Сведения результатов проверки указанных СИ заносят в таблицу А.1 протокола поверки (Приложение А).

Если очередной срок поверки СИ из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, поверяются только эти СИ, при этом поверку СИКН не проводят.

• 9.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 8М, %, при применении прямого метода динамических измерений в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений» принимают равной максимальному значению относительной погрешности расходомеров массовых Promass или расходомеров массовых Promass (модификации Promass 500) (далее по тексту - ПР), входящих в состав СИКН.

Относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на рабочих измерительных линиях (ИЛ) не должна превышать ±0,25 %, относительная погрешность ПР в точке расхода на контрольно-резервной ИЛ не должна превышать ±0,20 %.

Значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти не должны превышать ±0,25 %.

• 9.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 5М_Н, %, вычисляют по формуле

(ДУУ_В)²+(ДУУ_МП)²+(ДУУ_хе)²

где AW_B - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (3), %;

AW_Mr- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (3), %;

AW_XC- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (3), %;

W_B - массовая доля воды в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

W_xc =0,1-—, Р где (р_Хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

р - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений лаборатории массовой доли воды, механических примесей, концентрации хлористых солей вычисляют по формуле

5

(3)

где R и г - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) определения соответствующего показателя качества значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 6370-83, ГОСТ 21534-76.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости (повторяемости) г, % массы. Значение сходимости (повторяемости) г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли, %, по формуле

г = 0,1-—,                                                                    (4)

Р

где г_хс - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³. Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35 %.

• 10.1 Относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на рабочих измерительных линиях (ИЛ) не должна превышать ±0,25 %, относительная погрешность ПР в точке расхода на контрольно-резервной ИЛ не должна превышать ±0,20 %.

• 10.2 Значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти не должны превышать ±0,25 %.

• 10.3 Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35 %.

• 11.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 11.2 Сведения о результатах поверки СИКН направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений», утвержденным приказом Минпромторга России № 2510 от 31.07.2020 г.

• 11.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца СИКН оформляется свидетельство о поверке. На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 11.4 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.

• 11.5 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают и выписывают извещение о непригодности к применению.

Приложение А

(рекомендуемое)

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти Кармалка НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы брутто нефти, %, не более__________________________________________

• - массы нетто нефти, %, не более___________________________________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Принадлежит:________________________ИНН:____________________________

Место проведения поверки:________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №________________ Метод и ка поверки:__________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (раздел 6 МП)___________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Опробование (раздел 7 МП)___________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Проверка ПО (раздел 8 МП)___________________________

(соответствует/не соответствует)

4. Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКН (п. 9.1 МП)

Таблица А.1 - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН

• 5 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 9.2 МП)

• 6 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п. 9.3 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти Кармалка эксплуатации

9