Инструкция «ИНСТРУКЦИЯ Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №1016. РЕЗЕРВНАЯ СИСТЕМА УЧЕТА» (MП 0591-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора по развитию

ФГУП «ВНИИР»

.1

А.С. Тайбинский

«15» декабря 2017 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №1016.

РЕЗЕРВНАЯ СИСТЕМА УЧЕТА

Методика поверки

МП 0591-14-2017

Начальною НИО-14

_____ny_____ Р.Н. Груздев

Тел. отдела: +7 (843) 299-70-52

Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Левина А.П.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средств измерений «Системы измерений количества и показателей качества нефти №1016. Резервная система учета» (далее - РСУ) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Первичная поверка РСУ выполняется согласно до ввода ее в эксплуатацию, а также после ее ремонта.

Периодическая поверка РСУ выполняется в процессе ее эксплуатации.

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

Интервал между поверками (калибровками) средств измерений (СИ), входящих в состав РСУ, за исключением термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 12 месяцев.

Интервал между поверками термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 36 месяцев.

Интервал между поверками установки поверочной трубопоршневой двунаправленной (далее - стационарная ТПУ) и манометров МПТИ-М1 установленных на стационарной ТПУ -24 месяца.

Интервал между поверками РСУ - 12 месяцев.

1.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», обеспечивающий возможность поверки преобразователя расхода ультразвукового модели 3812 (далее - УЗР), входящих в состав РСУ во всем диапазоне измерений.

• 2.2 Средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав РСУ, приведенных в таблице 3 настоящей методики поверки.

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

• 3.1 Поверку РСУ проводят лица, аттестованные в качестве поверителя, в соответствии с областью аккредитации в установленном порядке.

• 3.2 К поверке допускаются лица, изучившие инструкцию по эксплуатации на поверяемую РСУ и имеющие квалификационную группу по технике безопасности не ниже II в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

• 4.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 4.2 Площадка РСУ должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 4.3 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0-2002 «Электроооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования»

• 4.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями документов на методики поверки СИ, входящих в состав РСУ.

• 5.2 Характеристики РСУ при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики РСУ

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

• 7.1 Внешний осмотр

  • 7.1.1 При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид РСУ.

Комплектность РСУ должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

• 7.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• - на компонентах РСУ не должно быть механических повреждений и дефектов препятствующих ее применению и проведению поверки;

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

• - СИ, входящие в состав РСУ, должны быть поверены (калиброваны) и иметь пломбы, несущие на себе знак поверки или калибровки, в соответствии с их методиками 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».

• 7.1.3 СИ, входящие в состав РСУ, поверяют в соответствии с методиками поверки, указанными в таблице 3. СИ, не участвующие в определении массы нефти или, результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, допускается калибровать не реже одного раза в год в соответствии с действующими документами.

• 7.1.4 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке, сертификатов о калибровке на СИ, входящие в состав РСУ.

• 7.1.5 РСУ, непрошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

7.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

• 7.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО РСУ сведениям, приведенным в описании типа на РСУ.

• 7.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss модели S600+ (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

а) включить питание ИВК, если питание было выключено;

б) дождаться после включения питания появления на дисплее ИВК главного меню или войти в главное меню;

в)  в главном меню нажатием клавиши «5» выбрать пункт меню «5. SYSTEM SETTINGS»;

г) нажатием клавиши «7» выбрать пункт меню «7. SOFTWARE VERSION»;

д) нажатием клавиши «Стрелка вправо» получить идентификационные данные со следующих экранов:

• 1) VERSION CONTROL FILE CSUM - контрольная сумма;

• 2) VERSION CONTROL APPLICATION SW - версия ПО ИВК.

Полученные результаты идентификации ПО РСУ должны соответствовать данным указанным в описании типа на РСУ.

В случае, если идентификационные данные ПО РСУ не соответствуют данным указанным в описании типа на РСУ, поверку прекращают. Выясняют и устраняют причины вызвавшие несоответствие. После чего повторно проверяют идентификационные данные ПО РСУ.

• 7.3 Опробование

• 7.3.1 Опробование проводят в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав РСУ.

• 7.3.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов РСУ в соответствии с инструкцией по эксплуатации на систему, возможность получения отчета.

• 7.3.3 Проверяют герметичность РСУ.

• 7.3.4 На элементах и компонентах РСУ не должно быть следов протечек нефти.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Продолжение таблицы 3

• 7.4 Определение (контроль) метрологических характеристик.

• 7.4.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 8М_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при измерениях объема нефти с помощью УЗР и плотности нефти с применением ПП и приведении результатов измерений объема нефти и плотности нефти к стандартным условиям, определяют по формуле

5м_б = ±1,1-7^²+с²-(^+^²-ю⁴-Д^)+/?²-ю⁴-а^+^,             О)

где        8_У - пределы допускаемой относительной погрешности УЗР (измерения

объема), %;

8_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности

нефти, %, определяются по формуле

8

^{Р р}гтп

Лр - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м³;

p_min - нижний предел рабочего диапазона плотности нефти в РСУ, кг/м³;

М M_v - пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователя температуры при измерениях плотности и объема нефти соответственно, °C;

Р - наибольшее значение коэффициента объемного расширения нефти в рабочем диапазоне плотности, 1/°С (приложение А ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»);

8_n - пределы допускаемой относительной погрешности преобразования

входных электрических сигналов ИВК в значения массы брутто нефти, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле _г l + 2-fi-t_v

1 + 2-p-t/

где t_y,t - температура нефти при измерениях ее объема и соответственно, °C.

Значения относительных и абсолютных погрешностей составляющих формул (1) - (3) подтверждают свидетельством (сертификатом) об утверждении типа СИ и действующим свидетельством о поверке.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти с применением РСУ не должна превышать ±0,5 %.

• 7.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти РСУ. Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти РСУ проводят расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

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

5

где 8М_б - относительная погрешность РСУ при измерении массы брутто нефти, %;

\Wb - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %, при измерении в лаборатории определяется по формуле (9), при измерении объемной доли воды ВН вычисляют по формуле:

= Ьфв'Рв

Рн

где &(р_в - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВН, %; р_в- плотность воды при условиях измерений (р_в, кг/м³;

р^в_н - плотность нефти при условиях измерений (р_в, кг/м³;

Л WMn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляют по формуле (9);

A Wxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляют по формуле:

Рн

где А^_%с - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, вычисляют по формуле (9);

р_в^с - плотность нефти при условиях измерений (р_хс, кг/м³;

Wb - максимальное значение массовой доли воды в нефти, %; при измерении объемной доли воды ВН массовая доля воды вычисляется ИВК по формуле:

^=«>.■4                           (’)

Рн

где ср_в - объемная доля воды в нефти, измеренная ВН, %;

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

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляют по формуле:

(8)

Рн

(р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

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

jR²-0,5-r²

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

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-65 «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.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти с применением РСУ не должна превышать ±0,6 %.

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке РСУ в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815.

Результаты поверки оформляют протоколом в двух экземплярах согласно приложению А. 1. Один экземпляр протокола, подписанного поверителем и закрепленного оттиском личного поверительного клейма поверителя согласно Приказу Минпромторга России от 02.07.2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», прилагают к свидетельству о поверке как обязательное приложение.

На оборотной стороне свидетельства о поверке РСУ указывают пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти, а также диапазон измеряемого расхода РСУ, состоящий из значений минимального и максимального расхода. За значение минимального расхода принимают минимальный расход того преобразователя расхода, у которого расход из всех рабочих преобразователей расхода наименьший (согласно свидетельствам об их поверке), или значение минимального расхода, указанного в описании типа РСУ, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму максимальных расходов преобразователей расхода, установленных на рабочих измерительных линиях РСУ (согласно свидетельствам об их поверке), или значение максимального расхода, указанного в описании типа РСУ, если оно меньше.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке РСУ.

• 8.2 При отрицательных результатах поверки РСУ к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 документа, утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. №1815.

Приложение A.l

Протокол №____

Поверки резервной системы учета системы измерений количества и показателей качества нефти (РСУ СИКН)

Тип:

Количество измерительных линий____________________________

заводской №

Номер по госреестру СИ

принадлежит

Условия измерений

Рабочая среда:

Рабочий диапазон расхода через СИКН:

минимальный

номинальный

максимальный

Рабочий диапазон температуры от___до___°C

Диапазон избыточного давления от___до___МПа

Диапазон плотности измеряемой среды: от___до____кг/м³:

Рабочий диапазон кинематической вязкости: от___до___сСт

Массовая доля воды, % не более___

Содержание свободного газа не допускается

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти +0,5%

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти +0,6%

Поверка проведена в соответствии с:

1. ______________________________

Операции поверки

• 1. Внешний осмотр

• 2. Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

Номер версии (идентификационный номер ПО):____________

Цифровой идентификатор ПО :______

• 3. Опробование

• 4. Определение (контроль) метрологических характеристик (MX) СИКН.

4.1. Определение (контроль) метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН:

Перечень СИ, входящих в состав СИКН и их метрологические характеристики:

Таблица 1

4.2. Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

В соответствии с ГОСТР 8.595 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений" относительная погрешность при косвенном методе динамическеих измерений массы брутто нефти СИКН определяется по формуле:

при доверительной вероятности 0,95 (в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004)

где

у - относительная погрешность измерений объема нефти, %

• - относительная погрешность измерений плотности нефти, %              =др/р min* 100%

с

Р - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерении

А Т р плотности,°C

• - абсолютная погрешность измерений температуры, при измерении

Д Tn объема, °C

(таб. А1 прил. А ГОСТ Р

р - коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С                          8.595-2004)

-предел допускаемой относительной погрешности измерительно вычислительного контроллера FloBoss, %

G - коэффициент, вычисляемый по формуле (ГОСТ Р 8.595):

_с_1 + 2-1-Т_и =

1 + 2-/?.Т_р где

Т - температура нефти при измерении плотности, °C

J р

- температура нефти при измерениях объема, °C Tv

4.3 Определение суммарной относительной погрешности измерений массы нетто проводится расчетным методом согласно ГОСТ 8.595-2004

На основании паспорта качества нефти (по ГОСТ Р 51858) № от

Заключение о поверке:       Полученное значение относительной погрешности измерений

массы брутто нефти не превышает ±___%

массы нетто нефти не превышает ±_____%

РСУ СИКН №_______годен к применению

Поверитель_______________

13