Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 на ПСП "Кротовка" АО "Оренбургнефть"» (МП 1239-9-2021)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 на ПСП "Кротовка" АО "Оренбургнефть"

Наименование

МП 1239-9-2021

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им. Д.И. МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

СОГЛАСОВАНО

И.о. директора филиала ВНИИР - филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Мен

делеева»

НЕФТИ № 244 НА

А.С. Тайбинский

Государственная система

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И

ПСП «КРОТОВКА» АО «ОРЕНБУРГНЕФТЬ»

Методика поверки

МП 1239-9-2021

Казань

2021

РАЗРАБОТАНА

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

ИСПОЛНИТЕЛИ

В.В. Гетман

УТВЕРЖДЕНА

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

1 Общие положения

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 244 на ПСП «Кротовка» АО «Оренбургнефть» (далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверка СИКН осуществляется в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости», обеспечивается прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону единиц массы и объема жидкости в потоке, массового и объемного расходов жидкости (ГЭТ 63-2019).

Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательной передачей сведений об объеме проведенной поверки в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

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

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками средств измерений (далее - СИ) из состава СИКН указан в документах на методики поверки СИ.

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

2 Перечень операций поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

Номер раз-дела инструкции

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Внешний осмотр

7

Да

Да

Подготовка к поверке и опробование СИКН

8

Да

Да

Подтверждение соответствия программного обеспечения

9

Да

Да

Определение метрологических характеристик СИКН

10

Да

Да

Подтверждение соответствия СИКН метрологическим требованиям

И

Да

Да

3 Требования к условиям проведения поверки

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями документов на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Измеряемая среда - нефть, соответствующая техническому регламенту, национальному стандарту.

Характеристики СИКН и измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным отчетных документов.

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики СИКН и измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода нефти по одной (двум) измерительным линиям*, м3

от 100 (200) до 500(1000)

Рабочий диапазон избыточного давления, МПа:

от 0,25 до 0,8

Диапазон температуры нефти, °C

от +5 до +28

Плотность нефти при 20 °C, кг/м3

от 760 до 820

Кинематическая вязкость нефти при 20 °C, мм2/с (сСт)

от 2 до 6

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Содержание свободного газа

не допускается

* - указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки, фактический диапазон измерений не может превышать максимальный диапазон измерений

4 Требования к специалистам, осуществляющим поверку

К поверке допускаются лица, изучившие руководство по эксплуатации на СИКН и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже III в соответствии с ПОТ Р М-016-2001 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

5 Метрологические и технические требования к средствам поверки
  • 5.1 Метрологические и технические требования к средствам поверки, которые применяются для поверки преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM Dy 6”, приведены в таблице 3.

    5.3 Метрологические и технические требования к средствам поверки, которые применяются для оценки соответствия и подтверждения соответствия метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, указаны в утвержденных методиках поверки соответствующего СИ.

    6Требования (условия) по обеспечению безопасности проведения поверки

    6.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

    • - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

    • - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой

Таблица 3 - Метрологические и технические требования к средствам поверки

Наименование средства поверки

Характеристика точности

Установки трубопоршневые (далее - ТПУ) 1-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 г. №256

Диапазон измерений до 4000 т/ч (м3/ч), доверительные границы суммарной погрешности определения вместимости ТПУ равными 0,05 %

ТПУ 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 г. №256

Диапазон измерений до 4000 т/ч (м3/ч), доверительные границы суммарной погрешности определения вместимости ТПУ от 0,090 до 0,10%

5.2 Допускается применение аналогичных указанным в таблице 3 средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM Dy 6” с требуемой точностью.

промышленности» (Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 № 534 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

  • - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1, 2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

  • - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

  • - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

  • 6.2   Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

  • 6.3   СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 31610.0-2019 «Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования».

  • 6.4  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.

7 Внешний осмотр СИКН

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

  • 7.1 Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

  • 7.2 При проверке внешнего вида СИКН должны выполняться следующие требования:

  • - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений, препятствующих ее применению и проведению поверки;

  • - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

  • - СИ, входящие в состав СИКН, должны быть снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с описанием типа на средства измерений, эксплуатационной документацией или МИ 3002-2006 «Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

СИКН, не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

8 Подготовка к поверке и опробование СИКН

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

  • 8.1 Опробование

Опробуют СИКН путем увеличения или уменьшения расхода измеряемой среды в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считаются удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении расхода измеряемой среды соответствующим образом изменялись показания на соответствующих средствах отображения информации.

  • 8.2 Проверяют герметичность СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на СИКН.

СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления.

9  Проверка программного обеспечения
  • 9.1   При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описание типа СИКН.

  • 9.2   Определение идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством по эксплуатации.

  • 9.3   Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора Rate проводят в соответствии с руководством оператора.

10   Определение метрологических характеристик СИКН
  • 10.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами на методики поверки, указанными в описании типа соответствующего СИ.

  • 10.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти

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

  • 10.2.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти при косвенном методе динамических измерений, 8Мб, %, определяют в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений (с поправкой)» с применением средств поверки, указанных в таблице 3 настоящей методики поверки, а также средств поверки, указанных в методиках поверки СИ, входящих в состав СИКН.

  • 10.2.2 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти при косвенном методе динамических измерений, ЗМн, %, определяют в соответствии с ГОСТ 8.587 расчетным методом.

11 Подтверждение соответствия СИКН метрологическим требованиям

11.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти при косвенном методе динамических измерений, 3Мб, %, в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений (с поправкой)» определяют по формуле

е = ±1.1 dSV2 + G2 -(Зр22 -104 ■ ДТ2)+02 -104 -ДТ2 +8J, ,                (1)

где - относительная погрешность измерений объема нефти, %, за SV принимают относительную погрешность преобразователя расхода жидкости турбинного MVTM Dy 6'’;

8р- относительная погрешность измерений плотности нефти, %, определяется по фор

муле:

(2)

где Др - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м3;

pmjn - минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений плотности СИКН, кг/м3;

- абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях ее

плотности и объема соответственно, °C;

р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, определяют по ГОСТ Р 8.587;

SN - относительная погрешность ИВК, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

\ + 2-P-Tv

(3)

\ + 2'РТр

где Гг,Г. - температура нефти при измерениях ее соответственно, °C.

объема и плотности

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти с применением СИКН не должна превышать ± 0,25 %.

  • 11.2 Относительную погрешность измерений массы нефти в соответствии с ГОСТ 8.587, 6Мн, %, вычисляют по формуле:

    (4)

где Д Wb - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %, вычисляемая а) при применении поточных СИ объемной доли воды в нефти по формуле

[ А ФоСН + f А Флоп           • рв

= к---------к-----------,                          (5)

Ри

где Д^бХ7/- основная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти, %;

Ьхр 1ОП- дополнительная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти, связанная с отклонением температуры нефти на каждые п °C, %.

При отсутствии в описании типа дополнительной погрешности, приравниваем ее нулю.

t - температура нефти в месте измерений объемной доли воды в нефти, °C;

tHOM - номинальная температура, приведенная в описании типа СИ объемной доли воды в нефти;

п - значение температуры, для которого нормируется дополнительная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти;

б) по формуле (8).

Л Ммп - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляют по формуле (8);

J Wxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляют по формуле:

ДЖж=0,1-^-,                         (6)

Рн

где Д^ЛС - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм3, вычисляют по формуле (8);

р*с - плотность нефти при условиях измерений хс, кг/м3;

Wb - массовая доля воды в нефти, %;

Wyn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

Wxc- массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляют по

формуле:

(7)

pf =0 1. ^хс гг хс и, 1 хс

Рн

хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3, определенная в лаборатории.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

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

(8)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

  • - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды (с Изменением № 1, с Поправками)»;

  • - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-2018 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей»;

  • - для массовой доли хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН не должна превышать ±0,35 %.

12 Оформление результатов поверки

Результаты поверки СИКН передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

При проведении поверки СИКН в сокращенном объеме информация об объеме проведенной поверки передается в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

По заявлению владельца СИКН или лица, представившего СИКН на поверку, при положительных результатах поверки выдается свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510, или в случае отрицательных результатов поверки выдается извещение о непригодности применения СИКН.

Результаты поверки оформляют протоколом согласно приложению А.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают.

Приложение А (рекомендуемое)

Форма протокола поверки системы

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Наименование средства измерений:__

Тип, модель, изготовитель: __________________________________________________________________________________________________

Заводской номер:

Наименование и адрес заказчика:____

Методика поверки:_________________________________________________________________

Место проведения поверки:__

Поверка выполнена с применением:

Условия проведения поверки:__

Температура окружающей среды__

Атмосферное давление ______________________________

Относительная влажность

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

  • 1. Внешний осмотр_________________________________________________________________________________________________________

  • 2. Опробование_____________________________________________________

  • 3. Подтверждение соответствия программного обеспечения_____________

  • 4. Определение метрологических характеристик

Подпись лица, проводившего поверку________________________

Дата поверки______________________________________________

Приложение А (рекомендуемое)

Форма протокола поверки системы

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Наименование средства измерений:

Тип, модель, изготовитель:

Заводской номер:

Наименование и адрес заказчика: ____________________________________________________________________________________________

Методика поверки:

Место проведения поверки:

Поверка выполнена с применением:

Условия проведения поверки: ________________

Температура окружающей среды

Атмосферное давление__

Относительная влажность_________________________________________________________________________________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

  • 1. Внешний осмотр___

  • 2. Опробование____________________________________________________________________________________________________

  • 3. Подтверждение соответствия программного обеспечения ________________________________________________________________

  • 4. Определение метрологических характеристик

Подпись лица, проводившего поверку________________________

Дата поверки__

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель