Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти ДНС с УПСВ Пиненковского месторождения АО «Самаранефтегаз»» (МП 16-1043-07-2020)

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель генерального директора по АСУТ -

и метрологии

ООО

Компания

В.В. Фурсов

2020 г.

Инструкция

Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти ДНС с УПСВ Пинеиковского месторождения АО «Самаранефтегаз»

Методика поверки

МГ1 16-1045-07-2020

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 на участке предварительной подготовки нефти ДНС с УПСВ Пиненковского месторождения АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС), зав № 12, предназначенную для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.

При поверке СИКНС на диапазоне, отличном от указанного в таблице 1 данной методики поверки (фактически обеспечивающимся), в свидетельстве о поверке на СИКНС указывается поддиапазон, на котором была произведена поверка СИКНС.

Интервал между поверками - один год.

1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

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

• 2.2   При комплектной поверке применяются средства поверки 1-го, 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 2018 г. № 256 (далее - эталон единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.)

• 2.3   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.

• 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 (далее -ИЛ³).

Таблица 1 - Метрологические характеристики СИКНС

Таблица 2 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

при соблюдении условий поверки СИКНС влияющие факторы отсутствуют ИЛ 1 - рабочая ИЛ;

ИЛ 2 - контрольно-резервная ИЛ.

СТРАНИЦА 5 ИЗ 15

• 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.

• 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 УНН» (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-Ь») (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 инструкции на 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

Определение метрологических характеристик СИКНС выполняется посредством проведения комплектной поверки на месте эксплуатации или поэлементной поверки всех СИ, входящих в состав СИКНС.

6.5.1. Определение метрологических характеристик СИКНС посредством проведения комплектной поверки на месте эксплуатации.

• 6.5.1.1 Проводят проверку наличия действующих знаков поверки и (или) свидетельств о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) на следующие СИ:

Преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный номер в ФИФОЕИ№ 14061-04);

Датчик температуры 644 (регистрационный номер в ФИФОЕИ № 39539-08); Счетчик нефти турбинный МИГ исполнения 32Ш (регистрационный номер в ФИФОЕИ № 26776-04);

Влагомер сырой нефти ВСН-2, модель ВСН-2-50-60 (регистрационный номер в ФИФОЕИ № 24604-12);

Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный номер в ФИФОЕИ № 22257-05).

Преобразователь измерительный 644, модификация 644Н (регистрационный номер в ФИФОЕИ № 14683-04)

Выше приведенные СИ, которые на момент проведения поверки СИКНС должны быть поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ, таблица 5.

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.

• 6.5.1.2 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.

• 6.5.1.2.1 В состав СИКНС входят измерительные каналы (далее - ИК), определение метрологических характеристик которых может осуществляться комплектным способом при проведении поверки СИКНС. Состав и основные метрологические характеристики ИК представлены в таблице 4.

  Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики ИК с комплектным способом поверки.

  ИК	Наименование ИК	Количество ИК (место установки)	Состав ИК		Диапазон измерени й (т/ч)	Пределы допускае мой погрешно сти ИК
  			Первичный измерительн ый преобразова тель	Вторичная часть
  1	ИК массового расхода сырой нефти	1(ИЛ 1)	Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260»	Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)	от 4 до 24	±0,25 %п (относите льная)
  2	ИК массового расхода сырой нефти	1(ИЛ 2)	счетчик-расходомер массовый MicroMotion модель CMF-300	Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)	от 4 до 100	±0,25%1) (±0,20%)2) (относите льная)

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 1 и на ИЛ 2, применяемого в качестве резервного;

²⁾ Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве контрольного.

• 6.5.1.3 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти.

• 6.5.1.3.1 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.

Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.

Поверка СИКНС проводится в условиях эксплуатации в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке.

Для ИК на каждой ИЛ проводят измерения массы сырой нефти в трех точках, равномерно распределенных в диапазоне рабочего расхода. Число измерений в каждой точке не менее трех, при допустимом отклонении установленного массового расхода от контрольных точек ± 3 %.

Относительную погрешность измерений при измерении массы сырой нефти 5М_С, %, определяют по формуле

5М_С =      . ₁₀0%,                              (1)

где М_ик - масса сырой нефти, измеренная ИК, т;

М_э - масса сырой нефти, эталонами 1-ого или 2-ого разряда.

• 6.5.1.3.2 Относительная погрешность ИК массового расхода на ИЛ 1 в диапазоне расхода не должна превышать ± 0,25 %, относительная погрешность ИК на ИЛ 2 в точке расхода не должна превышать ± 0,20² %.

• 6.5.2 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС при поэлементной поверке.

• 6.5.2.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС,

СТРАНИЦА 9 ИЗ 15 измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти ДНС с УПСВ Пиненковского месторождения АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений» (регистрационный номер по Федеральному реестру измерений ФР. 1.29.2020.38335) по формуле

6М_Н = ±1,1 • 6М? +

N

где 5М_С - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти ИК (или СРМ³),%;

ДИ4 - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

W_MB- - массовая доля воды в сырой нефти, %;

AW_pr-

рассчитывают по формуле:

Коэффициент CTL_B(^вычисляют по формуле:

CTL_B(t) = 1 - (1,8562 ■ 10"⁴ + 1,2882 • 10^-5 • В) • At — -(4,1151 ■ 10“⁶ - 1,4464 ■ 10"⁷ • В) ■ At² + +(7,1926 ■ 10^-9 + 1,3085 ■ 10^_1° ■ В) ■ At³

где

(6)

(7)

СТРАНИЦА 11 ИЗ 15

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

Значения R и г приведены в ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370 соответственно.

6.5.3.6 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, 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, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти лабораторным при содержании воды в сырой нефти, %:

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

СТРАНИЦА 12 ИЗ 1S

• 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. Пломбирование средств измерений СИКНС проводится в соответствии с МИ 3002

(рекомендуемое)

Протокол №______

поверки системы измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти ДНС с УПСВ Пиненковского месторождения 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 СИКНС при комплектной поверке на месте эксплуатации (п. 6.5.1 МП)

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

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

Результаты (соответствует/не соответствует)

Проверка наличия действующих знаков поверки и (или) свидетельств о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) на СИ (п.МП)

5.2 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС (при поэлементной поверке) (п. 6.5.2 МП)

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

• 5.3 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)_________________

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

Результаты (соответствует/не соответствует)

• 5.5 Определение относительной погрешности ИК массы нетто сырой нефти.

Результаты (соответствует/не соответствует)

Заключение: система измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти ДНС с УПСВ Пиненковского месторождения АО «Самаранефтегаз» признана (годной/не годной)________к дальнейшей эксплуатации.

Должность лица, проводившего поверку:__

ДОЛЖНОСТЬ                 подпись

Дата поверки: «___»____________20____

¹

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

²

В расчетах, при использовании ИК массового расхода на контрольно-резервной ИЛ в качестве резервного, значение относительной погрешности ИК массового расхода принимают равным ± 0,25 %

³

при поэлементной поверке

⁴

воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г