Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Северо-Каменская АО «Самаранефтегаз»» (МП16-1045-05-2020)

УТВЕРЖДАЮ

Заместителе генеральиого Директора по АСУГИ и метрологии ооода ДсиБищжк»

В.В. Фурсов

2020 г.

Инструкция

Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Северо-Каменская АО «Самаранефтегаз»

Методика поверки

МП 16-1045-05-2020

Самара

2020

ООО ИК «СИБИНТЕК»

Репин Ю.Е.

ООО ИК «СИБИНТЕК»

Настоящая инструкция устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Северо-Каменская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС), зав № 99029, предназначенную для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.

Интервал между поверками - один год.

• 1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

  Наименование операции1	Номер пункта поверки	Проведение операции при
  		Первичной поверке	Периодической поверке
  Проверка комплектности технической документации	6.1	да	да
  Внешний осмотр	6.2	да	да
  Подтверждение соответствия программного обеспечения	6.3	да	да
  Опробование	6.4	да	да
  Определение метрологических характеристик	6.5	да	да

• 2.1    При поверке применяются средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС

• 2.2   Допускается применение других средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик (далее - MX) поверяемых СИ с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими нормативными документами (далее - НД);

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

• - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

• 4.1 При проведении поверки соблюдают условия² в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

при получении отрицательных результатов поверки по какому-либо пункту методики поверки поверку СИКНС прекращают

СТРАНИЦА 4 ИЗ 13

• 4.2 Характеристики измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества сырой нефти, находящейся в измерительных линиях.

Таблица 1 - Метрологические характеристики СИКНС

Таблица 2 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

4.3 Возможность проведения поверки отдельных измерительных каналов и (или) отдельных автономных блоков из состава системы для меньшего числа измеряемых величин или на меньшем числе поддиапазонов измерений для системы не предусматривается.

При подготовке к поверке выполняют следующие работы:

• - проверка выполнения условий пункта 2, пункта 3, пункта 4 настоящей инструкции;

• - подготовка к работе СИКНС и средств поверки согласно их эксплуатационных документов;

• - проверка герметичности соединений и узлов гидравлической системы рабочим давлением.

при соблюдении условий поверки СИКНС влияющие факторы отсутствуют

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие эксплуатационной документации на СИКНС, а также на СИ, входящие в состав СИКНС.

• 6.2 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие СИКНС следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав СИКНС четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.3 Проверка идентификации и защиты программного обеспечения СИКНС.

• 6.3.1 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (далее - ПО) автоматизированного рабочего места - «Rate АРМ оператора У НН» (далее - АРМ) оператора осуществляется в соответствии с руководством пользователя.

• 6.3.1.1 Вверху основной мнемосхемы (на мониторе АРМ оператора) необходимо нажать кнопку «Версия...». Появится окно «О программе», в котором нужно нажать кнопку «Получить данные по библиотеке», после чего в окне отобразятся идентификационные данные метрологически значимой части ПО АРМ оператора.

Полученные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в протокол по форме приложения 1.

• 6.3.2  Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.

• 6.3.2.1 В экранной форме основного меню выбрать с помощью кнопок перемещения пункт «СИСТ. ПАРАМЕТРЫ» и нажать кнопку «Enter» (в виде изогнутой стрелочки); в появившемся подменю выбрать с помощью кнопок перемещения подпункт «СВЕДЕНИЯ о ПО» и нажать кнопку «Enter», после чего на экране в виде текста отобразятся идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК.

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в протокол по форме приложения 1.

• 6.3.3 Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО СИКНС (идентификационное наименование ПО, номер версии (идентификационный номер ПО) и цифровой идентификатор ПО) соответствуют идентификационным данным, указанным таблице 3, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКНС в соответствии с технологической инструкцией СИКНС, возможность получения отчета.

• 6.4.2 Проверяют герметичность гидравлической части СИКНС.

• 6.4.3 На элементах и компонентах СИКНС не должно быть следов протечек сырой нефти.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

• 6.5.1 Определение MX СИ. входящих в состав СИКНС, проводят поэлементным способом в соответствии с НД, приведенными в таблице 4

Таблица 4 - СИ и методики их поверки

Показывающие СИ давления и температуры сырой нефти утвержденных типов, поверяются в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти 8М_С, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений счетчика-расходомера массового «ЭМИС-МАСС 260» (далее - СРМ).

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

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

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

• 6.5.3.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти М_н, %, вычисляют в соответствии с ФР. 1.29.2020.37857 по формуле

  <5М_Н = ±1Д ■

  

где 5М_С - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, значение которых принимают равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений СРМ, %;

Д1У_В ~ пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

W_MB - массовая доля воды в сырой нефти, %;

ДW_pr - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

Ц/_рг - массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %;

ДИ^_С - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

W_xc - массовой доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

Д1У_МП - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

1У_МП - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

• 6.5.3.2 Массовую долю воды в сырой нефти при измерении объемной доли воды, рассчитывают по формуле:

(2)

где

объемная доля воды в сырой нефти, %; плотность пластовой воды в рабочих условиях, кг/м³.

W_XC = O,1-^,                             (И)

Рн

где <р_хс - концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³), определяют в лаборатории по ГОСТ 21534.

• 6.5.3.4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа Д1У_рг, %, определяют по формуле:

А%г = ±^-Ю0,                    (12)

Рн

где ДГ_рг - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575, %.

• 6.5.3.5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей ДУИ_ХС,%, вычисляют по формуле:

ZW„ = ±0,l-ias,                               (13)

Рн

где Д<р_хс - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³).

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего параметра сырой нефти (массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей) абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле Д=±^7Д2^²'^0,5,                              (14)

где R - предел воспроизводимости методов определения параметров сырой нефти;

г - предел сходимости (повторяемости) методов определения показателей параметров сырой нефти.

Значения й иг приведены в ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370 соответственно.

Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти не превышают следующих значений:

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР. 1.31.2014.17851, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

свыше 40 % до 50 % свыше 50 % до 70 % свыше 70 % до 85 % свыше 85 % до 95 %

от 0,1% до 5,0%                                         ±0,45%;

свыше 5 % до 10 %                                           ± 0,46 %;

свыше 10 % до 20 %                                          ± 0,87 %;

свыше 20 % до 50 %                                          ± 1,35 %;

свыше 50 % до 70 %                                        ± 2,76 %;

свыше 70 % до 85 %                                        ± 6,59 %;

свыше 85 % до 95 %                                        ±13,17 %.

• 6.5.4 СИКНС считают прошедшей поверку, если все СИ, входящие в её состав, имеют действующие свидетельства о поверке и результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти положительны.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС по форме приложения 1 Приказа Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» и протокол поверки.

• 7.2  Результаты поверки СИКНС оформляют протоколом поверки согласно приложению 1 к настоящей методике поверки. Протокол поверки является неотъемлемой частью свидетельства о поверке СИКНС.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.4 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки. Пломбировка СИКНС осуществляется с помощью свинцовой (пластмассовой) пломбы и проволоки, продетой через специальные отверстия в крышке электронного блока СРМ со стороны индикатора. Допускается использовать пломбировочную ленту, которая приклеивается на корпус электронного преобразователя СРМ и на крышку электронного преобразователя СРМ со стороны индикатора

(рекомендуемое)

Протокол №______

поверки системы измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Северо-Каменская АО «Самаранефтегаз», номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений___________

Заводской номер СИКНС:

Методика поверки:

Диапазон массового расхода, т/ч:

Условия проведения поверки:

• - температура окружающего воздуха, °C:

• - относительная влажность окружающего воздуха, %:

• - атмосферное давление, кПа:

Поверочная среда:

Основные средства поверки:

Результаты поверки:

• 1. Проверка комплектности технической документации (п. 6.1 МП) (соответсвует/несоответствует):_________________

• 2. Внешний осмотр (п.6.2 МП)

Результаты внешнего осмотра СИКНС (соответствует/не соответствует):________________

• 3. Подтверждение идентификации и защиты программного обеспечения (ПО) СИКНС (п. 6.3 МП)

  Идентификационные данные	Значение, полученное во время поверки СИКНС	Значение, указанное в описании типа СИКНС
  Идентификационное наименование ПО
  Номер версии (идентификационный номер ПО)
  Цифровой идентификатор ПО
  Другие идентификационные данные

Результаты проверки идентификации и защиты ПО СИКНС (соответствует/не соответствует):________________

• 4. Опробование (п. 6.4 МП) (соответствует/не соответствует)_________________

• 5. Определение метрологических характеристик (MX) СИКНС (п. 6.5)

5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС (п. 6.5.1 МП)

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

• 5.2 Определение метрологических характеристик СИКНС (п. 6.5.2 МП)

Относительная погрешность измерения массы сырой нефти СРМ, установленного на рабочей линии, не превышает:________

Относительная погрешность измерения массы сырой нефти СРМ, установленного на контрольно-резервной линии, не превышает:________

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

• 5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п. 6.5.3 МП)

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

Заключение: система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Северо-Каменская АО «Самаранефтегаз» признана (годной/не годной)________к дальнейшей эксплуатации.

Должность лица, проводившего поверку:__

ДОЛЖНОСТЬ                 подпись

Дата поверки: «___»_____________20____