Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №800 Когалымского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-АИК»» (НА.ГНМЦ.0544-20 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти №800

Когалымского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-АИК»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0544-20 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 №800 Когалымского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-АИК» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику её первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

• 1.1 При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1.1 Внешний осмотр (п. 6.1);

  • 1.1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН (п. 6.2);

  • 1.1.3 Опробование (п. 6.3);

  • 1.1.4 Проверка результатов поверки средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН (п. 6.4);

  • 1.1.5 Определение метрологических характеристик (MX):

    • 1.1.5.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН (п. 6.5.1),

    • 1.1.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН (п. 6.5.2).

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

• 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда (установка трубопоршневая) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешностью 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.

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.

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

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

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 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных конфигурационного файла контроллера измерительного FloBoss S600+ (далее по тексту - контроллер) (основного и резервного).

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

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

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

• - FILE CSUM (Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода));

• - APPLICATION SW (Номер версии (идентификационный номер) ПО).

Отображенные идентификационные данные ПО контроллера из этих страниц заносят в таблицу А.1 протокола поверки (Приложение А).

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора.

Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора проводится по метрологически значимым модулям.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

На основной мнемосхеме компьютера АРМ оператора нажимают кнопку «Контроль», после нажатия кнопки появляется окно с идентификационными данными АРМ оператора, в котором приведены метрологически значимые и не значимые модули.

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

• 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 6.2.1 и п. 6.2.2 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.

• 6.3 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.

• 6.4 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 результатов поверки, и (или) действующего знака поверки, и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) заверенной подписью поверителя и знаком поверки, у СИ.

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

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

• 6.5 Определение MX.

• 6.5.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН 6М, %, вычисляют по формуле

6М = ±1,1 • ^/SV² +G² -(бр² +р² Ю⁴ -АТ²)+р² -10⁴ -AT² + 6N²,             (1)

где 6V - относительная погрешность измерений объема нефти, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений объема преобразователей расхода (ПР) всех измерительных линий (ИЛ) (по свидетельствам о поверке ПР);

6р - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

дТ_р - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователями температуры, установленных в блоке измерений показателей качества нефти СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

где 8М - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, вычисленная по формуле (1), %;

AW_B - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

д\Л/_мг- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

AW_XC- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

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_tt=0,1-^4                            (5)

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 измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений Д, %, в лаборатории массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей вычисляют по формуле

(6)

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) г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли, %, по формуле

г = 0,1-4                                 (7)

р

где г_хс - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³. Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН 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 СИКН

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти №800 Когалымского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-АИК»

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 №________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)__________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Подтверждение соответствия ПО (п. 6.2 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО контроллеров

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

• 3. Опробование (п. 6.3 МП)________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКН (п. 6.4 МП)

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

5 Определение MX СИКН (п. 6.5 МП)

• 5.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН (п. 6.5.1 МП)

• 5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН (п. 6.5.2 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти №800 Когалымского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-АИК» признана _____________ к

Дальнейшей ЭКСПЛуатаЦИИ                                         пригодной/не пригодной

Должность лица проводившего поверку: ______________ ____________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______»  _____________ 20___г.

10