Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС "Рассветская"» (МП 0683-9-2017)

Инструкция

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС "Рассветская"

Наименование

МП 0683-9-2017

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ

НА ДНС «РАССВЕТСКАЯ»

Методика поверки

МП 0683-9-2017

Началь

ела НИО-9

___         _ К.А. Левин

Тел. од{Й1аК(843)273-28-96

г. Казань

2017

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левин К.А., Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Рассветская» (далее - система), предназначенную для автоматизированных измерений массы нефти сырой.

Интервал между поверками - один год.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

Наименование операции

Номер пункта документа по поверке

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Проверка        комплектности

технической документации

6.1

Да

Нет

Проверка   идентификации   и

защиты программного обеспечения (ПО) системы

6.2

Да

Да

Внешний осмотр

6.3

Да

Да

Опробование

6.4

Да

Да

Определение   метрологических

характеристик

6.5

Да

Да

2 Средства поверки
  • 2.1 Применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - СИ), перечисленных в таблице 4.

3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

  • - Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила 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 Условия поверки

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

Характеристики измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи нефти сырой.

Таблица2 - Метрологические и технические характеристики системы и измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода, т/ч

от 55 до 236

Окончание таблицы 2

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть сырая

Количество измерительных линий, шт.

2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная)

Избыточное давление нефти, МПа

  • - рабочее

  • - минимально допустимое

  • - максимальное:

-на входе системы

- после насосов блока измерений параметров нефти сырой

2,8

1,5

4,0

4,4

Диапазон температуры сырой нефти, °C

от +5 до +35

Вязкость кинематическая измеряемой среды при 20 °C , мм2/с (сСт)

16,77

Диапазон плотности при рабочих условиях, кг/м3

от 1096,65 до И 13,32

Плотность обезвоженной дегазированной нефти в стандартны условиях, кг/м3

863,9

Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3

от 1100 до 1177

Давление насыщенных паров при максимальной температуре^ кПа (мм рт. ст.), не более

66,7 (500)

Диапазон объемной доли воды, %

От 10 до 99

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

300

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,002

Содержание свободного газа

не допускается

Содержание растворенного газа, м3

4,5186

Режим работы системы

непрерывный

5 Подготовка к поверке

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

6 Проведение поверки
  • 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

  • 6.2 Проверка идентификации и защиты ПО системы.

    • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО «Rate оператора УУН» (основное и резервное) осуществляется в соответствии с руководством пользователя.

    • 6.2.2  Проверка идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) (основной/резервный) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.

    • 6.2.3 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в таблице 3.

ТаблицаЗ - Идентификационные данные ПО системы

Идентификационные данные (признаки)

Значение

ПО «Rate оператора УУН» (основное и резервное)

ПО комплекса измерительновычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) (основной и резервный)

Идентификационное наименование ПО

Rate оператора УУН

Formula. 0

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.3.1.1

6.05

Цифровой идентификатор

ПО

B6D270DB

DFA87DAC

6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие системы следующим

требованиям:

  • - комплектность соответствует указанной в технической документации;

  • - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

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

  • 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав системы.

  • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

  • 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

На элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек нефти сырой.

  • 6.5 Определение метрологических характеристик

6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 4.

Таблица4 - СИ и методики их поверки

Наименование СИ

Нормативные документы

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод.

CMF400 (далее-СРМ)

«Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки»

МП 45115-16 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки»

«Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые с частотно-импульсным выходом. Методика поверки передвижной поверочной установкой «ПУМА»

Влагомер сырой нефти ВСН-2 (далее - ВП)

МП 0016-2-2012 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры сырой нефти ВСН-2. Методика поверки»

Преобразователи давления AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200

МИ   1997-89 «ГСИ. Преобразователи давления

измерительные. Методика поверки»

Преобразователи температуры Метран-286

МИ 280.01.00-2013 «Преобразователи температуры

Метран-280, Метран-280-Ех. Методика поверки»

Окончание таблицы 4

Наименование СИ

Нормативные документы

Комплексы измерительновычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)

«ГСИ.     Инструкция.     Комплекс     измерительновычислительный    «ОКТОПУС-Л»    («OCTOPUS-L»).

Методика поверки»

МП 0177-2-2014 «Инструкция. ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные           «ОКТОПУ С-Л »

(«OCTOPUS-L»). Методика поверки»

Преобразователь расхода турбинный NuFlo

МИ 3380-2012 «Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой»

МИ 3016-2006 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода турбинные счетчиков жидкости. Методика поверки на установке УПСЖ 400/1500»

Термометры биметаллические показывающие

МП    46078-16    «Термометры    биметаллические

показывающие. Методика поверки»

Манометры МП

«Манометры МП, НП, ЭКН и ЭКМ, вакуумметры ВП, ТП, ЭКТ и ЭКВ, моновакуумметры МВП, ТИП, ЭКТН и ЭКМВ, дифманометры   ДП   и   ЭКД   показывающие   и

сигнализирующие »

Примечание:

  • 1. Периодичность поверки термометры биметаллические показывающие один раз в три года, остальных СИ, входящих в состав системы один раз в год.

  • 2. Преобразователи давления и манометры, предназначенные для измерений разности давления и преобразователь расхода турбинный NuFlo, установленный в блоке измерений параметров нефти сырой, могут подлежать калибровке или поверке.

  • 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти сырой

За погрешность измерений массы нефти сырой принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ ±0,25% для рабочего СРМ, ±0,2% для контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного.

  • 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти ЗМН, %,

определяют расчетным путем по формуле: где 5Мс - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

н=±1,1х

2

f

у

ЗМГ2±

AWB

±

AWpr

v с

1 W*

w

1 vv/>r

I 100 J

100 J

, AWMn2±AWxc2 wMn+wxc

I 100 J

(1)

A WB - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

A WMn - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %;

A Wxc - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %;

AW/V. - абсолютная погрешность определения растворенного газа, %;

Д Wpr = ^-Рг.. j 00о                            (2)

Рн

где &<рРГ - абсолютная погрешность измерений содержания растворенного газа, определяемая по МИ 2575, м33;

рг- плотность попутного нефтяного газа, приведенная к стандартным условиям, кг/м3, определяемая в испытательной лаборатории;

рн - плотность сырой нефти, содержащий в себе растворенный газ, приведенная к рабочим условиям при давлении и температуре в ИЛ, определяемая по аттестованной методике измерений плотности, кг/м3;

WB - массовая доля воды, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории, либо по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером; WMn - массовая доля механических примесей, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории;

Wxc - массовая доля хлористых солей, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории

AW =0,1*^±-

(3)

АС ’        хс

Рн

\срхс - абсолютная погрешность измерения массовой концентрации хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3;

р*с - плотность обезвоженной дегазированной нефти при условиях измерений хс, определенная в испытательной лаборатории, кг/м3.

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти сырой в лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580.

Для доверительной вероятности Р=0,95 и двух измерений соответствующего параметра нефти сырой абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле:

a=Jr;-i2-0-5

(4)

V2

5

где R - предел воспроизводимости методов определения параметров нефти сырой; г - предел сходимости методов определения показателей параметров нефти сырой. Значения R и г приведены в ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей».

Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти:

-при определении массовой доли воды с применением

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти выше 95% пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой не нормируются;

-при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, %:

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти выше 90% пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой не нормируются.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы 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».

  • 7.2 При отрицательных результатах поверки систему 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».

  • 7.3 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

8

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель