Инструкция «ИНСТРУКЦИЯ Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ No 630 ПСП «УРАЛЬСКАЯ» ООО «УНК-ПЕРМЬ» . Методика поверки» (MП 0767-14-2018)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

Зам

ектора

. Тайбинский

2018 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 630 ПСП «УРАЛЬСКАЯ» ООО «УНК-ПЕРМЬ»

Методика поверки

МП 0767-14-2018

НачальниюНИО-14 ФГУП «ВНИИР»

_____Пух Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левина А.П.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 630 ПСП «Уральская» ООО «УНК-Пермь» (далее - СИКЛ) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками средств измерений (СИ) из состава СИКН, за исключением термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 и термометров стеклянных лабораторных ТЛ-4м серии «Labtex» - 12 месяцев.

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

Интервал между поверками термометров стеклянных лабораторных ТЛ-4м серии «Labtex» - 24 месяца.

Примечание:

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

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Основное средство поверки СИКН

  • 2.1.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости», обеспечивающий определение метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых, входящих в состав СИКН, в требуемых диапазонах расхода.

  • 2.1.2 При проведении поверки СИ в составе СИКН применяют средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

• 2.2 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в документах, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

• 3.1   Поверку СИКН 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 СИКН и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже II в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

• 3.3   Поверитель, выполняющий работы по проверке защиты программного обеспечения, должен пройти обучение по методам проверки защиты программного обеспечения СИ в соответствии с приказом Госстандарта № 2938 от 17 июня 2011 г.

• 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 нормативными 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 СИКН 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 «Электрооборудование взрывозащищённое. 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.

Поверка СИКН осуществляется в условиях эксплуатации.

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

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

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2 - Характеристики измеряемой среды

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 7.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

• 7.1.1  Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

• 7.1.2  При проверке внешнего вида СИКН должны выполняться требования:

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений, препятствующих проведению поверки;

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

• - СИ, входящие в состав СИКН, должны быть снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с описанием типа на средства измерений, эксплуатационной документацией или МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

СИКН, непрошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 7.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО).

  • 7.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

  • 7.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI-6000 (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством пользователя в следующей последовательности:

• - включить питание ИВК, если питание было выключено;

• - на передней панели ИВК в режиме индикации нажать клавиши «Статус», «Дисплей»;

• - нажатием клавиши «|» (стрелка вниз) переместиться до конца списка;

• - на экран ИВК выводится цифровой идентификатор ПО (цифровой идентификатор ПО должен соответствовать информации, указанной в описании типа).

• 7.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «Форвард» проводят в следующей последовательности:

• - на главном окне программы необходимо нажать вкладку «О программе», находящуюся в левом верхнем углу экрана; в открывшемся окне приведены сведения о версии ПО;

• - далее необходимо нажать вкладку «Модули»; в открывшемся окне приведены сведения о идентификационном наименовании модуля ПО и его цифровой идентификатор.

• 7.3 Опробование

  • 7.3.1 Опробуют СИКН путем увеличения или уменьшения расхода измеряемой среды в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считаются удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении расхода измеряемой среды соответствующим образом изменялись показания на соответствующих средствах отображения информации.

• 7.3.2 Проверяют герметичность СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на СИКН. СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления.

• 7.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

7.4.1 Определение (контроль) метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - СИ и их методики поверки

Продолжение таблицы 3

Продолжение таблицы 3

• 7.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

При прямом методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти (8мб, %) в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти СРМ.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти не должна превышать ±0,25 %.

• 7.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.595 (8мн, %) вычисляют по формуле:

\ W.+W^+W^ I 100 J

где 4Wb- абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %, при измерении в лаборатории определяется по формуле (6), при измерении объемной доли воды поточным влагомером вычисляется по формуле:

ahz - ^<Р_В ' Рв

в ~      В >

Рн

где А(р_в - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды поточным влагомером, %;

р_в - плотность воды при условиях измерений ср_в, кг/м³;

Рн - плотность нефти при условиях измерений (р_в, кг/м³;

4Wmij - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %;

Л Wxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляется по формуле:

(3)

где А<р_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, вычисляется по формуле (6);

- плотность нефти при условиях измерений ср_хс, кг/м³;

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

(4)

где (р_в - объемная доля воды в нефти, измеренная поточным влагомером, %; Wxin - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %;

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

(5)

(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:

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

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-14 «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 R метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти (Змн, %) с применением СИКН не должна превышать ±0,35 %.

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН 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 № 1815.

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Результаты поверки оформляют протоколом согласно приложению А.

• 8.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815.

Приложение А

(справочное)

Протокол №_____

Наименование средства измерений:___________________________________________

Изготовитель:__________________________________________

Заводской номер:____________________________________________________________

Владелец:_______________________________________________

Наименование и адрес заказчика:_________________________________________________

Методика поверки:______________________________________________

Место проведения поверки:___________________________________________________

Поверка выполнена с применением:___________________________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды:_________

Относительная влажность:________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

Внешний осмотр:_____________________________________

(соответствует/не соответствует)

Подтверждение соответствия программного обеспечения_______________________

(соответствует/не соответствует)

Опробование:___________________________

(соответствует/не соответствует)

Определение (контроль) метрологических характеристик:

Относительная погрешность СИКН при измерениях массы брутто нефти не превышает ±0,25 %.

Относительная погрешность СИКН при измерениях массы нетто нефти не превышает

±0,35 %.

Дата поверки

10