Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти (конденсата газового стабильного) №1100 Сургутского ЗСК ООО «Газпром переработка»» (MП 0112/1-311229-2020)

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

«СОГЛАСОВАНО»

Технический директор по испытаниям ООО Центр Ме^ологии «СТП» х           В.В. Фефелов

Л

Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти

(конденсата газового стабильного) №1100 Сургутского ЗСК

ООО «Газпром переработка»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 0112/1-311229-2020

г. Казань

2020

• 1.1 Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти (конденсата газового стабильного (далее- КГС)) №1100 Сургутского ЗСК ООО «Газпром переработка» (далее- СИКН), заводской №017, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

• 1.2 СИКН соответствует требованиям к средству измерений в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной Приказом Госстандарта № 256 от 7 февраля 2018 года.

• 1.3 Метрологические характеристики средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКН, подтверждаются сведениями о поверке в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. Абсолютная погрешность измерений плотности нефти определяется непосредственным сличением со средствами поверками. Относительные погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти определяются расчетным методом.

При проведении поверки должны быть выполнены операции, представленные в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Перечень операций поверки

3 Требования к условиям проведения поверки средства измерений

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

• 4.1 При проведении поверки СИКН применяют средства поверки, указанные в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Перечень средств поверки

• 4.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКН с требуемой точностью.

• 4.3 Применяемые эталоны и СИ должны соответствовать требованиям нормативных правовых документов Российской Федерации в области обеспечения единства измерений.

• 5.1 При проведении поверки должны соблюдаться требования правил безопасности при эксплуатации средств поверки и СИКН, приведенных в их эксплуатационных документах, и инструкций по охране труда, действующих на объекте.

• 5.2 К проведению поверки допускаются лица, изучившие настоящую методику поверки, руководства по эксплуатации СИКН и средств поверки и прошедшие инструктаж по охране труда.

• 6.1 При внешнем осмотре проверяют:

- состав СИ и комплектность СИКН;

• - отсутствие механических повреждений СИКН, препятствующих ее применению;

• - четкость надписей и обозначений;

• - наличие и целостность пломб.

• 6.2 Поверку продолжают, если:

• - состав СИ и комплектность СИКН соответствуют описанию типа СИКН;

• - отсутствуют механические повреждения СИКН, препятствующие ее применению;

• - надписи и обозначения четкие;

• - СИ, входящие в состав СИКН, опломбированы в соответствии с описаниями типа данных СИ и МИ 3002-2006.

• 7.1 Плотномер МД-02 подготавливают к использованию в соответствии с руководством по эксплуатации.

• 7.2 Проверяют отсутствие сообщений об ошибках и соответствие текущих измеренных СИКН значений температуры, давления, плотности, влагосодержания, расхода данным, отраженным в описании типа СИКН.

• 7.3 Результаты опробования считают положительными, если отсутствуют сообщения об ошибках и текущие измеренные СИКН значения измеряемых параметров находятся внутри диапазонов измерений, отраженных в описании типа СИКН.

• 8.1 Проверку программного обеспечения (далее- ПО) проводят сравнением идентификационных данных ПО СИКН с идентификационными данными ПО, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа СИКН и отраженными в описании типа СИКН.

• 8.2 Результаты проверки ПО СИКН считают положительными, если идентификационные данные ПО СИКН совпадают с указанными в описании типа СИКН.

• 9.1 Проверяют наличие в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений сведений о поверке СИ, входящих в состав СИКН.

• 9.2 Определение абсолютной погрешности измерений плотности нефти (КГС)

  • 9.2.1 Если преобразователь плотности и расхода CDM модификации CDM100P, входящий в состав СИКН (далее - ПП), поверен в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений, и допущен к применению, то абсолютную погрешность измерений плотности нефти (КГС) принимают равной абсолютной погрешности измерений плотности ПП, операции по 9.2.2 не проводят.

  • 9.2.2 Определение абсолютной погрешности измерений плотности нефти (КГС) на месте эксплуатации

В соответствии с руководством по эксплуатации первичный преобразователь плотномера МД-02 подключают к обвязке ПП, входящего в состав СИКН. Открывают входной и выходной краны первичного преобразователя плотномера МД-02 и организовывают циркуляцию жидкости через его камеру.

По истечении не менее 30 минут отсекают пробу нефти (КГС), с монитора автоматизированного рабочего места оператора фиксируют значения плотности нефти (КГС), измеренное ПП, и значения температуры и давления нефти (КГС), измеренные датчиками давления и температуры, установленными в обвязке ПП.

Первичный преобразователь плотномера МД-02 переносят во взрывобезопасную зону и подключают к контроллеру (вторичному преобразователю) плотномера МД-02.

Устанавливают первичный преобразователь плотномера МД-02 вертикально по ампуле уровня и производят измерение плотности нефти (КГС). Результат измерений отобразится не 4 из 7

более чем через четыре минуты.

Значение плотности, измеренное плотномером МД-02, приводят к температуре нефти (КГС) в поточном плотномере в соответствии с Р 50.2.076-2010 «Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения».

Операции, описанные выше, проводят не менее трех раз. После каждого измерения плотномер МД-02 промывают и подготавливают к работе в соответствии с руководством по эксплуатации.

После проведения каждого измерения рассчитывают абсолютную погрешность измерений плотности нефти (КГС) Др,, кг/м³, по формуле

^Р| ⁼ Рпп, “ Рмдог, ’                                       (1)

где р_пп - плотность нефти (КГС), измеренная поточным плотномером, входящим в состав СИКН, при проведении i-ro измерения, кг/м³;

Рмдо2 “ плотность нефти (КГС), измеренная плотномером МД-02 и приведенная к температуре нефти (КГС) в поточном плотномере при проведении i-ro измерения, кг/м³.

• 9.3 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти (конденсата газового стабильного (далее - КГС))

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти (КГС) принимают равной относительной погрешности расходомеров массовых, входящих в состав СИКН.

• 9.4 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти (КГС)

Относительную погрешность погрешности измерений массы нетто нефти (КГС) 5М_Н, %, вычисляют по формуле

Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в нефти (КГС) AW_B, %,

вычисляют по формуле

(3)

где Дф - абсолютная погрешность определения объемной доли воды в нефти (КГС), определяемая по ГОСТ 2477-2014 или при помощи влагомера, %;

р - плотность нефти (КГС) при условиях измерений объемной доли воды в нефти (КГС), кг/м³.

Абсолютную погрешность определения объемной доли воды в нефти (КГС) Д<р_в, %, при определении по ГОСТ 2477-2014, вычисляют по формуле

- воспроизводимость метода по ГОСТ 2477—2014, выраженная в объемных долях, %;

- сходимость метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в объемных долях, %.

Абсолютную погрешность определения массовой доли механических примесей в нефти (КГС) AW_Mn, %, вычисляют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 по формуле

(5)

где R_Mn - воспроизводимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях,%;

г_Мп - сходимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях, %.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей в нефти (КГС) R_xc, мг/дм³, по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости Гхс, мг/дм³. Значение сходимости г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³,

переводят в массовые доли, %, по формуле

(6)

где Г хс ~ сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

р - плотность нефти (КГС), измеренная поточным плотномером в блоке измерений показателей качества нефти (КГС), или приведенная к условиям измерений массы нефти по результатам измерений плотности в испытательной лаборатории, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения массовой доли хлористых солей в нефти (КГС) AW_xc, %, вычисляют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 по формуле

(7)

СИКН соответствует метрологическим требованиям, установленным при утверждении типа, и результаты поверки СИКН считают положительными, если:

• - СИ, входящие в состав СИКН, (кроме преобразователя плотности и расхода CDM модификации CDM100P при определении абсолютной погрешности измерений плотности нефти (КГС) на месте эксплуатации) поверены в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений, и допущены к применению;

• - абсолютная погрешность измерений плотности нефти (КГС), рассчитанная по формуле (1), для каждого измерения не выходит за пределы Д_р, кг/м³, рассчитываемые по

  формуле:

  

  Д_сом = тах^±(0,1 + 0,005-|д_ч| + 0,03-|д_Р( |); ±0,3^|,

  (8)

  (9)

у, = ^0,05² + (0,005 • At _Бик )² + 0,05² + (0,0025 • Д1_ивк /,

где Д - отклонение температуры измеряемой среды от температуры при калибровке ПП, °C;

д_р - отклонение давления измеряемой среды от давления при калибровке ПП,

МПа;

At_B .  - отклонение температуры окружающей среды в месте установки ПП от

температуры (20±10) °C, °C;

At_HBK ~ отклонение температуры окружающей среды в месте установки системы обработки информации СИКН от температуры (20±2) °C, °C;

р_тах - максимальное значение диапазона измерений плотности, кг/м³;

р - минимальное значение диапазона измерений плотности, кг/м³;

• - относительная погрешность измерений массы брутто нефти (КГС) не выходит за пределы ±0,25 %;

• - относительная погрешность измерений массы нетто нефти (КГС) не выходит за пределы ±0,35 %.

Результаты поверки оформляют протоколом поверки произвольной формы с указанием даты проведения поверки, условий проведения поверки, применяемых средств поверки, заключения по результатам поверки. К протоколу поверки прикладывают свидетельство о калибровке ПП.

Результаты поверки оформляются в соответствии с порядком, утвержденным законодательством Российской Федерации в области обеспечения единства измерений.

По заявлению владельца средства измерений или лица, представившего его на поверку, при положительных результатах поверки выдается свидетельство о поверке СИКН, при отрицательных результатах поверки - извещение о непригодности к применению СИКН.

7 из 7