Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти №100» (МП 0622-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ Федеральное государственное унитарное предприятие

«Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕ

гора

|\«ВНИИР»

й^.С. Тайбинский

2017 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 100

Методика поверки

МП 0622-14-2017

Заместитель начальника отдела -^-^бедущий инженер НИО-14 М.В. Черепанов

Тел. отдела: (843) 299-72-00

г. Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 100 (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 России от 2 июля 2015 г. № 1815 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 «ГСП. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

Интервал между поверками системы - 12 месяцев.

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

нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. № 101); Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ Ростехнадзора от 27 декабря 2012 г. № 784), а также другие действующие отраслевые НД;

• - в области пожарной безопасности - Федеральный закон от 21 декабря 1994 г. «О пожарной безопасности» № 69-ФЗ; Федеральный закон от 22.07.2008 г. «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» № 123-ФЗ; «Правила противопожарного режима в Российской Федерации» (постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390); СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» с изменением № 2 от 2002 г.; НПБ 88-2001 «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -«Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (приказ Минэнерго Российской Федерации от 13 января 2003 г. № 6); «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» (приказ Минтруда России от 24 июля 2013 г. № 328н);

• - в области охраны окружающей среды - Федеральный закон от 10.01.2002 г. «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ; Федеральный закон от 24.06.1998 г. «Об отходах производства и потребления» № 89-ФЗ и другие действующие законодательные акты на территории Российской Федерации.

• - правилами безопасности при эксплуатации применяемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации.

• 4.2 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности помещение системы относится к категории А свода правил СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», а по классу взрывопожарных зон - В-1а по Правилам устройства электроустановок, по категории и группе взрыво-пожароопасной смеси - ПА - ТЗ по ГОСТ 30852.13 - 2002 «Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)».

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

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

• 4.5  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.

• 4.6 Выполнение работ прекращают при обнаружении течи в сварных и фланцевых соединениях оборудования системы.

• 5.1 Поверка системы осуществляется на месте её эксплуатации.

• 5.2 При проведении поверки соблюдают условия, приведенные в НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

• 5.3 Характеристики системы при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики

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

• 7 Проведение поверки

• 7.1.1  При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

комплектность системы должна соответствовать её описанию типа и эксплуатационной документации;

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

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

• - СИ, входящие в состав системы, должны быть поверены и иметь пломбы, несущие на себе знак поверки, 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».

• 7.1.2 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, приведенные в таблице 4 настоящей методики поверки.

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

• 7.2.1 При проверке идентификационных данных программного обеспечения (ПО) должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа системы.

• 7.2.2  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Руководство оператора. РХ.7000.01.02 РО».

  • 7.2.2.1 Для просмотра версии ПО, контрольной суммы, общего времени работы и других сведений необходимо в строке меню выбрать «Контекстное меню» (3 вертикальных точки в правом верхнем углу экрана), затем выбрать пункт «О программе». На экране появится окно со сведениями о ПО ИВК.

  • 7.2.2.2 Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО (идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в разделе «Программное обеспечение» описания типа системы для ИВК.

• 7.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.

  • 7.2.3.1 Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора системы проводят в соответствии с Инструкцией пользователя АРМ оператора.

  • 7.2.3.2 Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора системы необходимо на экране монитора компьютера АРМ оператора системы нажать правой кнопкой мыши на эмблеме организации в правом верхнем углу.

  • 7.2.3.3 На экране откроется панель, содержащая информацию о наименовании ПО, номере версии ПО, имени файла и его контрольной суммы.

  • 7.2.3.4  Результат подтверждения соответствия ПО АРМ оператора считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО (идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в разделе «Программное обеспечение» описания типа системы для АРМ оператора.

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

• 7.3.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, возможность формирования отчетов.

• 7.3.3 Проверяют герметичность системы.

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

• 7.3.5 При обнаружении следов измеряемой среды на элементах оборудования или СИ поверку прекращают и принимают меры по устранению утечки измеряемой среды.

• 7.4.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы.

• 7.4.1.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

• 7.4.1.2 СИ, участвующие в определении массы нефти или результаты измерений которых влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат поверке в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 3

• 7.4.1.3 СИ результаты измерений, которых не влияют на результат и погрешность измерений массы измеряемой среды (преобразователи разности давления, манометры, установленные на фильтрах блока измерительных линий и блока измерений показателей качества нефти (БИК), расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 в БИК), подлежат поверке либо калибровке в соответствии с действующими НД.

• 7.4.1.4  СИ из вспомогательных технологических систем, неучаствующие в определении массы измеряемой среды, подлежат поверке или калибровке с периодичностью и в соответствии с требованиями НД указанных в их описаниях типа.

• 7.4.2.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 8М_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при косвенном методе динамических измерений вычисляют по формуле

зм_Б = ±1,1 • ^sv² + g² ■ (Зр² +д² • 1 о⁴ • Д7;²;+/?² • ю⁴ • дт² + 6N² ,     (1)

где 8_V - относительная погрешность измерений объема нефти, %. За 8_V принимают

относительную погрешность ТПР, если сумма остальных составляющих погрешностей измерений нефти является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009-84 «ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений»;

G — коэффициент, вычисляемый по формуле

1 + 2-Д-Т,

1 + 2-Д-Т_р ’ где /3 - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (приложение А ГОСТ Р 8.595);

T_p,T_v - температура нефти на момент поверки при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C;

• 8 - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с

применением ПП, %, вычисляют по формуле

(3)

•э

где Ар - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м (из свидетельства о

поверке ПП);

Pmin ~ нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м³;

&Т_р, АТ_У - абсолютные погрешности измерений температуры T_p,T_v°C;

dN - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК, %.

• 7.4.2.2 Значения относительных и абсолютных погрешностей составляющих формулы (1) подтверждают свидетельствами об утверждении типа СИ и действующими свидетельствами о поверке.

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

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

• 7.4.3.2 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8М_Н, вычисляют по формуле

  

  %,

  (4)

L w_B+w_Mn+w_xX

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

- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в

нефти, %;

AW_XC ~ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %,

вычисляемая по формуле

где Аср_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, вычисляемая по формуле (7), мг/дм³;

Pvxc ~ ^{плотность} нефти при условиях измерений (р_хс, кг/м³;

W_B - массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории, %;

- массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории; W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

(6)

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

р? - плотность нефти при условиях измерений (р_хс, кг/м³.

• 7.4.3.3 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».

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

  А = ±

  

(7)

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

• 7.4.3.5 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».

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

Примечания

• 1. Абсолютную погрешность измерений плотности нефти при расчёте значений абсолютных погрешностей измерений массовых долей воды и хлористых солей не учитывают ввиду её малого влияния.

• 2. Погрешность      достигает максимального значения при максимальных значениях

массовых долей воды, хлористых солей, механических примесей и минимальном значении плотности нефти.

• 7.4.3.7 Относительная погрешность измерений массы нетто нефти не должна превышать ±0,35 %.

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы 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 (далее - Порядок проведения поверки средств измерений).

• 8.2 На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти и диапазон измерений расхода, определяющийся значениями минимального и максимального расхода. За значение минимального расхода принимают минимальный расход того ТПР, у которого расход среди всех рабочих ТПР наименьший (согласно свидетельствам об их поверке), или значение минимального расхода, указанного в описании типа системы, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму максимальных расходов ТПР, установленных на рабочих измерительных линиях системы (согласно свидетельствам об их поверке), или значение максимального расхода, указанного в описании типа системы, если оно меньше.

• 8.3 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Порядком проведения поверки средств измерений.

11