Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти №596а ОАО "НК "ЯНГПУР"» (МП 0679-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

ФГУП «ВНИИР»

а по развитию

Тайбинский

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 569а ОАО «НК «ЯНГПУР»

Методика поверки

МП 0679-14-2017

Начальник НИО-14

Р.Н. Груздев

Тел. (843) 299-70-52

Казань

2017

ИСПОЛНИТЕЛИ

• 2 УТВЕРЖДЕНА

• 3 ВВЕДЕНА

Фаткуллин А.М.

ФГУП «ВНИИР»

ВПЕРВЫЕ

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и (или) распространен без разрешения ФГУП «ВНИИР».

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средства измерений единичного производства «Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур» (далее - система) и устанавливает методику её первичной и периодической поверок.

Первичная поверка системы выполняется согласно части 1 ст. 13 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и Приказа Минпромторга РФ от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» до ввода её в эксплуатацию, а также после её ремонта.

Периодическая поверка системы выполняется в процессе её эксплуатации.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

Интервал между поверками - 12 месяцев.

Приказ Минпромторга РФ от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке»

• 1.1 При проведении поверки системы выполняют операции поверки:

• - внешний осмотр (6.1);

• - подтверждение соответствия программного обеспечения (6.2);

• - опробование (6.3);

• - определение (контроль) метрологических характеристик (6.4);

• - контроль относительной погрешности измерений массы брутто нефти (6.4.1);

• - контроль относительной погрешности измерений массы нетто нефти (6.4.2).

• 1.2 Поверку системы прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», максимальный расход нефти 100 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %

Установка трубопоршневая «Сапфир МН» модификации «Сапфир МН»-100.

• 2.2 Эталоны, средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые нормативными, правовыми документами:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101), «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 27.12.2012 г. № 784), а также другие действующие отраслевые нормативные документы;

• - правила безопасности при эксплуатации используемых средств измерений, приведенные в их эксплуатационной документации;

• - «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок», утвержденные приказом Минтруда России от 24 июля 2013 г. № 328н;

• - «Правила устройства электроустановок (ПУЭ) потребителей».

При проведении поверки системы характеристики системы, измеряемой среды должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1

Подготовку эталонов, средств поверки и системы осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 6 Проведение поверки

• 6.1.1 При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид.

  • 6.1.1.1 Комплектность системы должна соответствовать её описанию типа.

  • 6.1.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• - на компонентах системы не должно быть механических повреждений и дефектов, препятствующих её применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• - средства измерений, входящие в состав системы, должны быть поверены и иметь свидетельства о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) средств измерений, заверяемых подписью поверителя и знаком поверки и (или) пломбы, несущие на себе знак поверки, в соответствии с их методикой поверки и (или) МИ 3002-2006 «Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Средства измерений, входящие в состав системы поверяют в соответствии с методиками поверки, приведенными в приложении А.

• 6.1.2 Система, непрошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 6.2.1 Для подтверждения соответствия программного обеспечения системы осуществляют проверку идентификационных данных программного обеспечения системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

• 6.2.2 Определение идентификационных данных метрологически значимой части программного обеспечения осуществляют в соответствии с руководством пользователя на программное обеспечение системы.

• 6.2.3 Идентификационные данные программного обеспечения системы должны соответствовать сведениям, приведенным в описание типа на систему.

• 6.3.1 Опробуют систему путем увеличения или уменьшения скорости потока (расхода) нефти в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении скорости потока (расхода) нефти соответствующим образом изменялись показания на мониторе компьютера автоматизированного рабочего места оператора системы и на дисплее контроллера.

• 6.3.2 Проверяют герметичность гидравлической схемы системы.

Проверку герметичности системы проводят согласно эксплуатационной документации на систему.

Система считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах системы нет протечек нефти или снижения давления в системе.

• 6.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

  • 6.4.1 Контроль относительной погрешности измерений массы брутто нефти

    • 6.4.1.1  При прямом методе динамических измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» относительную погрешность измерений массы брутто нефти системой принимают равной относительной погрешности измерений массы брутто нефти массомером.

    • 6.4.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти для массомера, входящего в состав системы, при положительных результатах поверки с применением компакт-прувера, трубопоршневой установки, эталона 2-го разряда не превышают ±0,25 %.

    • 6.4.1.3  Результат поверки признают положительным, если значение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой не превышает ±0,25 %.

• 6.4.2.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти системой определяют расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти бМн, %, вычисляют по формуле

6М_Н = ±1,1 ■

где бт - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

AWmb - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %;

Жп - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

AWxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

Wmb - максимальное значение массовой доли воды в нефти, %;

W_Mn - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %;

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %.

• 6.4.2.2 Абсолютную погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

AW_xc=0,lA?xc,

Рмин

где Дфхс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³;

Дфхс - минимальное значение плотности нефти в системе, кг/м³.

• 6.4.2.3 Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений А, %, вычисляют по формуле

(3)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2.477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды»;

• - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей»;

• - для массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости.

• 6.4.2.4 Максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

W_xc=0,1-^-,                         (4)

Рмин

где фхс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³.

• 6.4.2.5 Результат вычислений по формуле (1) выражают двумя значащими цифрами в соответствии с СТ СЭВ 543-77 «Числа. Правила записи и округления». Сохраняемую значащую цифру в относительной погрешности измерений массы брутто нефти при округлении увеличивают на единицу, если отбрасываемая цифра не указываемого младшего разряда больше либо равна пяти, и не изменяют, если она меньше пяти в соответствии с ГОСТ Р 8.736-2011 «ГСИ. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения».

• 6.4.2.6 Структура образования относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой при предельных значениях параметров нефти приведена в приложении Б.

• 6.4.2.7  Результат поверки признают положительным, если значение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой не превышает ±0,35 %.

• 7.1 В соответствии с Приказом Минпромторга РФ от 2 июля 2015 г. № 1815 положительные результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке и (или) записью в паспорте (формуляре), заверяемой подписью поверителя и знаком поверки.

• 7.2 Особенности конструкции системы не позволяют нанести знак поверки непосредственно на систему. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и (или) на паспорт (формуляр) системы.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют, гасят знак поверки и выдают извещение о непригодности с указанием причин.

Приложение А

(рекомендуемое)

Поверка средств измерений, входящих в состав системы

А.1 Поверку средств измерений, входящих в состав системы и предназначенных для измерений нескольких величин или имеющих несколько поддиапазонов измерений, но используемых для измерений меньшего числа величин или на меньшем числе поддиапазонов, или в более узком диапазоне измерений, допускается проводить на основании письменного заявления владельца системы, оформленного в произвольной форме.

А.2 На месте эксплуатации системы осуществляют поверку счетчика-расходомера массового Micro Motion модели DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, Т, CNG 050, Н, LF модификации CMF300 (далее - массомер).

А.З Поверку массомера осуществляют на месте эксплуатации системы по документу МИ 3189-2009 «ГСИ. Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы «Emerson Process Management» Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки или компакт-прувера и поточного преобразователя плотности».

А.4 Поверку других средств измерений, входящих в состав системы осуществляют по документам, приведенным в их описании типа.

А.5 Периодичность поверки средств измерений, входящих в состав системы, определяется методикой измерений массы нефти системой.

Б.1 Структура образования относительной погрешности измерении массы нетто нефти по формуле (1) при предельных значениях параметров нефти в системе приведен в таблице Б.1.

Таблица Б1

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти системой не превышает ±0,35 %.