Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Екатериновская АО «Самаранефтегаз»» (MП 16-1045-03-2020)

Инструкция

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

Методика поверки

МП 16-1045-03-2020

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 Екатериновская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС), зав № 663, 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

• 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.

• 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 - ИЛ).

СИКНС

Таблица 1 -

Таблица 2 - Основные технические

СИКНСи

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;

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

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти ЗМ_С, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений счетчик-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%.

• 6.5.4 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

• 6.5.4.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти М_н, %, вычисляют в соответствии с ФР. 1.29.2020.37853 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Екатериновская АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений» по формуле

  5М_Н = ±1,1 •

  

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, %;

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

W_pr- массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %;

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

W_xc- массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в соответствии с ГОСТ 21534;

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

W_n- массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в лаборатории по ГОСТ 6370.

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

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

• 6.5.4.3 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:

от 0 % до 5 %                                                    ± 1,41 %;

св. 5 % до 10 %                                                   ± 1,48 %;

св. 10% до 20%                                             ±1,65%;

св. 20 % до 50 %                                                   ± 2,55 %;

св. 50 % до 70 %                                                   ± 5,22 %;

св. 70 % до 85 %                                                   ± 15,57 %;

св. 85 % до 95%                                                   ± 46,67 %.

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:

от 0,03 % до 5,0 %

св. 5,0 % до 10 %

св. 10 % до 20 %

св. 20 % до 40 %                                                     ± 5,71 ко

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:

св. 40% до 50%                                         ±38,8%;

св. 50 % до 70 %                                                ± 72,5 %;

св. 70 % до 85 %                                                ±176,18 %;

св. 85 % до 95 %                                                ± 590,99 %.

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

от 0,1 % до 5 %                                                   ± 0,62 %;

св. 5 % до 10 %                                                   ± 0,63 %;

св. 10% до 20%                                             ±0,94%;

св. 20% до 50%                                           ±1,35%;

св. 50 % до 70 %                                                   ± 2,65 %;

св. 70 % до 85 %                                                  ± 6,25 %;

св. 85 % до 95 %                                                 ± 12,46 %.

• 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 Екатериновская 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 Екатериновская 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

³

при соблюдении условий поверки СИКНС влияющие факторы отсутствуют

⁴

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