Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти №223 ПСП «Набережные Челны» ПАО «Татнефть»» (НА.ГНМЦ.0540-20 МП)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти №223 ПСП «Набережные Челны» ПАО «Татнефть»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0540-20 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 №223 ПСП «Набережные Челны» ПАО «Татнефть» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

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 Госстандарта 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», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №390 от 25.04.2012;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - 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 характеристики измеряемой среды и диапазон измерений расхода должны соответствовать описанию типа СИКН.

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и нормативной документацией (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 эксплуатационной 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 ПО устройств измерения параметров жидкости и газа модели 7955 (далее по тексту - устройств 7955).

Проверка идентификационных данных ПО устройств 7955 проводится по номеру версии ПО и его контрольной суммы.

Для просмотра идентификационных данных ПО устройств 7955 на мнемосхеме АРМ оператора нажимают кнопку «Сервис». В открывшемся окне в строке с названием модуля «SOLARTRON 7955» будут отображены идентификационные данные ПО устройств 7955. При нажатии кнопки «Проверить» в конце строки с названием модуля «SOLARTRON 7955», появится окно «GetCRC32», в котором будет указан путь расположения соответствующего проверяемого файла и результат расчета его контрольной суммы.

Отображенные идентификационные данные ПО устройств 7955 заносят в таблицу А. 1 протокола поверки (Приложение А).

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО программного комплекса «CROPOS» АРМ оператора (далее по тексту - АРМ оператора).

Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора проводится по следующим файлам: «DOC.EXE», «POVERKA.EXE» и «REPORT.EXE».

Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора на мнемосхеме АРМ оператора нажимают кнопку «Сервис». В открывшемся окне в строках с названиями модулей «DOC.EXE», «POVERKA.EXE» и «REPORT.EXE» будут отображены идентификационные данные ПО АРМ оператора. При нажатии кнопки «Проверить» в конце строк с названиями модулей «DOC.EXE», «POVERKA.EXE» и «REPORT.EXE», появится окно «GetCRC32», в котором будет указан путь расположения соответствующего проверяемого файла и результат расчета его контрольной суммы.

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 ПО, 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 свидетельств о поверке и/или сведений о поверке (с положительным результатом) в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

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 5М, %, вычисляют по формуле

8М = ±11 • ^5V² +G² -(бр² + р² -10⁴ ДТ²)+р² -10⁴ -AT² + 6N²,             (1)

где SV - 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);

5р - 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);

AT_V - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователями температуры, установленных на измерительных линиях СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

Р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого приведены в таблице 1 настоящей методики поверки;

6N - относительная погрешность при вычислении расхода, объема, массы, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы (по свидетельствам о поверке контроллеров);

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1 + 20Т/

где T_v - температура нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальной температуре нефти в измерительных линиях, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки;

Т_р - температура нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной температуре нефти в блоке измерений показателей качества нефти, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки.

Относительную погрешность измерений плотности нефти бр, %, вычисляют по формуле

Значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН не должны превышать ±0,25 %.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти СИКН 8М_Н, %, вычисляют по формуле

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

д\Л/_в - 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), %;

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

\Л/_В - 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_xc=0,1^,                          (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 А, %, в лаборатории массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей вычисляют по формуле

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

г = 0,1—,                                  (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)

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти №223 ПСП «Набережные Челны» ПАО «Татнефть»

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 устройства 7955

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

9