Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ООО "Благодаров-Ойл" при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО "Предприятия Кара-Алтын"» (НА.ГНМЦ.0533-20 МП)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятия Кара-Аптын»

Методика поверки НА.ГНМЦ.0533-20 МП

Казань 2020

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 (СИКН) ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятия Кара-Алтын» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п. 6.1);

• 1.2 Проверка наличия документации на СИКН (п. 6.2);

• 1.3 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН (п. 6.3);

• 1.4 Опробование (п. 6.4);

• 1.5 Определение относительной погрешности измерительного канала массы и массового расхода нефти (п.6.5);

• 1.6 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 6.6);

• 1.7 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п. 6.7).

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

• 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда (установки поверочные передвижные с расходомерами) (далее по тексту - ПУ) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 %.

• 2.2 Средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

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

• 3.1 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.

• 3.2 При использовании передвижной ПУ для её технологической обвязки с СИКН, используют оборудование, имеющее соответствующие разрешительные документы на его применение и свидетельство о гидроиспытаниях с действующим сроком.

• 3.3 Средства измерений и электрооборудование, установленные на технологической части СИКН и на ПУ, имеют взрывозащищенное исполнение и обеспечивают уровень взрывозащиты, соответствующий классу зоны В-1 а, вид взрывозащиты - по категории взрывоопасной смеси соответствует группе ТЗ по ГОСТ Р 51330.0 (МЭК 60079-0).

• 3.4 К средствам поверки, установленным на технологической части и требующим обслуживания при поверке, обеспечивают свободный доступ. При необходимости предусматривают лестницы, площадки и переходы, соответствующие требованиям безопасности.

• 3.5 Управление средствам поверки выполняют лица, прошедшие соответствующее обучение и допущенные к эксплуатации перечисленного оборудования на основании проверки знаний.

• 3.6 К проведению поверки допускают лиц, аттестованных в качестве поверителя, изучивших эксплуатационную документацию на средства поверки, настоящую инструкцию, и прошедших инструктаж по технике безопасности.

• 3.7 При появлении течи рабочей жидкости, загазованности и других ситуаций, препятствующих нормальному ходу работ, поверку прекращают.

• 4.1 При проведении определения относительной погрешности (ОП) ИК массы и массового расхода нефти (далее по тексту - И КМ) соблюдают

следующие условия:

• - температура окружающего воздуха, °C

• - температура измеряемой среды, °C

• - относительная влажность воздуха, %

• - атмосферное давление, кПа

ОП ИКМ проводят в трех точках установленного на СИКН:

Qmax>

0.5 • (Q_max+Q_mjn),

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

Перед проведением поверки СИКН выполняют следующее:

• - проверяют наличие действующих свидетельств о поверке или знаков поверки на все средства поверки;

• - проверяют правильность монтажа средств поверки и СРМ;

• - подготавливают средства поверки согласно указаниям технической документации.

• 5.2 Перед проведением ОП ИКМ выполняют следующие подготовительные работы:

  • 5.2.1 Соединяют ИКМ с ПУ в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на ПУ.

  • 5.2.2 Подготавливают к работе и проверяют работоспособность ИКМ.

  • 5.2.3 Подготавливают к работе ПУ в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на ПУ.

  • 5.2.4 Проверяют герметичность системы, состоящей из ИКМ, ПУ, задвижек и трубопроводов.

  • 5.2.5 Устанавливают расход Q = 0,5 • (Q_max +Q_min),.

  • 5.2.6 Проверяют отсутствие течи жидкости. Если в течении 10 минут не наблюдалось течи или капель жидкости через фланцевые, резьбовые, сварные соединения и сальники, систему считают герметичной.

  • 5.2.7 Проверяют отсутствие газа (воздуха) при рабочем расходе в ПУ открытием крана, расположенного в верхней точке трубопровода ПУ.

  • 5.2.8 Проводят установку нуля эталонного счетчика расходомера массового Micro Motion (далее по тексту - ЭСРМ) и счетчика расходомера массового Micro Motion (далее по тексту - СРМ), входящего в ИКМ, соблюдая следующие условия:

• - до установки нуля ЭСРМ и СРМ находятся во включенном состоянии не менее 30 минут;

• - при установке нуля система заполнена жидкостью;

• - клапаны после ЭСРМ и СРМ закрыты и проверены на отсутствие протечек;

• - после закрытия клапанов выдерживают не менее одной минуты для успокоения жидкости в датчиках и при необходимости устраняют причины возникновения движения жидкости в датчиках.

• 6.1 Внешний осмотр

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 Проверка наличия документации на СИКН.

Проверяют наличие действующих результатов поверки, и (или) действующего знака поверки, и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки у СИ, поверка которых проводится в соответствии с методиками поверки, утвержденными при утверждении типа данных СИ, кроме счетчиков-расходомеров 5

массовых Micro Motion (Регистрационный № в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 45115-16) и счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF (Регистрационный № в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 13425-06).

Сведения результатов проверки заносят в таблицу А.1 Приложения А методики поверки СИКН.

• 6.3 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

  • 6.3.1 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места АРМ «Сфера» (далее по тексту - АРМ оператора).

Идентификационные данные АРМ оператора представлены в правом нижнем углу мнемосхемы рабочего и резервного автоматизированного рабочего места оператора.

Отображенные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в таблицу А.2 протокола поверки (Приложение А).

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО измерительновычислительных контроллеров OMNI-3000/6000 (далее по тексту - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК (рабочего и резервного) необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

На клавиатуре ИВК нажимают кнопку «Статус», затем «Ввод». На дисплее ИВК появятся данные в виде списка. Нажимая на кнопку «|», перемещаются вниз до строк «Revision No» и «FLASH Checksum». В строке «Revision No» указан номер версии (идентификационный номер) ПО. В строке «FLASH Checksum» указан цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода), рассчитанный по алгоритму CRC16.

Отображенные идентификационные данные ПО ИВК заносят в таблицу А.З протокола поверки (Приложение А).

• 6.3.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п.п. 6.3.1 и 6.3.2 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКН программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.4 Опробование.

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).

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.

• 6.5 Определение относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти.

  • 6.5.1 Определение ОП ИКМ проводят комплектным способом с применением ПУ.

При определении ОП ИКМ выполняют следующие операции:

• - внешний осмотр (п.п. 6.5.2);

• - опробование (п.п. 6.5.3);

• - определение MX ИКМ (п. 6.5.4).

• 6.5.2 Внешний осмотр.

При внешнем осмотре устанавливают:

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

• - соответствие комплектности СРМ его технической документации;

• - читаемость и соответствие требованиям эксплуатационной документации

При каждом значении расхода проводят не менее пяти измерений продолжительностью не менее двух минут каждое.

В процессе измерений регистрируют температуру и давление жидкости в трубопроводе и расход жидкости по ПУ.

Результаты измерений заносят в протокол по форме приложения Б.

• 6.5.4.2 Коэффициент коррекции СРМ MF_ijt входящего в ИКМ, при i-M измерении в j-й точке расхода вычисляют по формуле

^Мэн

MF_rj=-^.MF_p,                                                 (7)

^Mpij

где MF - коэффициент коррекции СРМ, входящего в ИКМ, занесенный в измерительный преобразователь по результатам предыдущего ОП ИКМ.

Для каждого значения расхода определяют коэффициент коррекции СРМ MF_p входящего в ИКМ, по формуле

MF, = i!-----,                                                                    (8)

ⁿi

где rij - количество измерений в j-й точке расхода, i=1,...,n_j.

Для каждого значения расхода определяют среднее квадратичное отклонение S(MF)j, %, по формуле

S(MF), =

•100.

Значение среднего квадратического не должно превышать 0,05%. В случае невыполнения этого условия ОП ИКМ прекращают до выяснения и устранения причин.

• 6.5.4.3 Определение коэффициента СРМ.

• 6.5.4.3.1 Коэффициент коррекции СРМ MF вычисляют по формуле

Z^MFi

MF= —---.

3

• 6.5.4.3.2 Если   в измерительный преобразователь СРМ заносят градуировочный коэффициент СРМ К_м, г/с/мкс, то его вычисляют по формуле

к' — к ^{MF м M}MF_p’

Дополнительную систематическую составляющую погрешности СРМ 0_рр, %, входящего в ИКМ, от влияния давления вычисляют по формуле

0_рр =10-К_рр-|Р_тах-Р_л|,                                                (13)

где К_рр - коэффициент дополнительной составляющей погрешности СРМ от влияния давления, %/МПа;

Ртах “ граничное значение давления жидкости в условиях эксплуатации в СРМ, входящем в состав ИКМ, максимальное, или минимальное, в зависимости от того, какое из этих значений больше отличается от давления при определении ОП ИКМ, МПа;

Р_п - давления жидкости в СРМ при определении ОП ИКМ, МПа.

Дополнительную систематическую составляющую погрешности СРМ 0_tM, %, входящего в ИКМ, от влияния температуры вычисляют по формуле

(14) где K_t - коэффициент дополнительной составляющей погрешности СРМ за счет изменения температуры, берут из описания типа на СРМ, %/°С;

t_m3x ~ граничное значение температуры жидкости в условиях эксплуатации в СРМ, входящем в ИКМ, максимальное, или минимальное, в зависимости от того, какое из этих значений больше отличается от температуры жидкости при определении ОП ИКМ, °C;

t_n - температура жидкости в СРМ при определении ОП ИКМ, °C.

• 6.5.4.4.1 Если в процессе эксплуатации СРМ вводят поправку по давлению (при наличии преобразователя давления), ОП ИКМ 8_М, %, вычисляют по формуле

5м = 1.1 • #ny)²+(0M_FmaJ²+(©_w)².                                   (15)

где §_пу - относительная погрешность ПУ, берут из свидетельства о поверке на ПУ, %.

• 6.5.4.4.2 Если поправку по давлению не вводят, то ОП ИКМ 8_М, %, вычисляют по формуле

8м = 1.1 • Жу)² +(0_MFmax)² +(®.м)² +(©рр)²-                               (16)

Примечание - Значения 0_MFmax, 8_М, 0^, О_рр, К_м вычисляют до третьего знака после запятой, MF_tj, MF_p MF вычисляют до пятого знака после запятой, окончательное значение 5_М округляют до второго знака.

• 6.5.7 ОП ИКМ принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений массы СРМ всех ИЛ.

• 6.6 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 измерений СРМ, входящих в состав СИКН.

Относительная погрешность СРМ в диапазоне расходов на рабочей измерительной линии (ИЛ) не должна превышать ±0,25 %, относительная погрешность СРМ в диапазоне расходов на контрольно-резервной ИЛ не должна превышать ±0,20 %.

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

• 6.7 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

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

V           I 100 J

где 8М - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений объема СРМ всех измерительных линий (по свидетельствам о поверке СРМ), %;

AW_B - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (19), %;

AW_Mr- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (19), %;

AW_XC- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (19), %;

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

Р

где ф_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 А, %, в лаборатории массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей вычисляют по формуле

где R и г - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) метода определения соответствующего показателя качества нефти, 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) Гхс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли, %, по формуле

г = 0,1-—,

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 %.

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

• 7.2 Сведения о результатах поверки направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 7.3 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.

На свидетельство о поверке СИКН наносится знак поверки.

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

Приложение А

(рекомендуемое) Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятия Кара-Алтын» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Принадлежит:________________________ИНН:____________________________

Место проведения поверки:_________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)___________________________________

(соответствует/не соответствует)

2. Проверка наличия документации СИКН (п. 6.2 МП)

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

3. Подтверждение соответствия ПО СИКН (п. 6.3 МП)

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Таблица А.З - Идентификационные данные ПО ИВК

4. Опробование (п. 6.4 МП)____________________________

(соответствует/не соответствует)

• 5 Определение относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти (п. 6.5 МП)

• 6 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 6.6 МП)

• 7 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п. 6.7 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятия Кара-Аптын» признана________________ к дальнейшей эксплуатации

пригодной/не пригодной

Должность лица проводившего поверку: ______________ ____________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______»  _____________ 20___г.

Приложение Б

(рекомендуемое)

Форма протокола определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с помощью рабочего эталона

ПРОТОКОЛ №__________

определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти

Место проведения определения ОП ИКМ:____________________________________________________________________________

Тип датчика СРМ, входящего в ИКМ:_____________________ Заводской №______________________

Тип измерительного преобразователя СРМ, входящего в ИКМ:_____________________ Заводской №______________________

Тип датчика эталонного СРМ1:___________Заводской №__________

Тип измерительного преобразователя эталонного СРМ1:_____________________ Заводской №_______________________

К_Пмэ1 =___________________ имп/т.

Тип датчика эталонного СРМ2:___________Заводской №__________

Тип измерительного преобразователя эталонного СРМ2:_____________________ Заводской №______________________

К_Пмэ2 =___________________имп/т.

Условия определения ОП ИКМ: t_n =________°C; Р_п =________МПа.

Таблица Б 1 Результаты измерений

Таблица Б.2 - Результаты определения ОП ИКМ

Таблица Б.З

Заключение:__________________________________

Подпись лица, проводившего определение ОП ИКМ___________________/

подпись              Фамилия Й.О.

Дата проведения определения ОП ИКМ «____» ____________ 20____г.

Примечание - При оформлении протокола определения ОП ИКМ средствами вычислительной техники допускается вносить изменения в его форму.

15