Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 588 ООО "АНГК" на Анжеро-Судженском НПЗ» (Код не указан!)

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт)

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Хант ы-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»

(ФБУ «Тюменский ЦС'М»)

УТВЕРЖДАЮ

Государственная система обеспечения единства измерений

Методика поверки

Тюмень

2017

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Начальник отдела метрологического обеспечения производства

Л.А. Каражова

Инженер по метрологии

М.Е. Майоров

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 588 ООО «АНГК» на Анжеро-Судженском НПЗ (далее -СИКН), заводской № 588.

Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Интервал между поверками - 1 год.

В настоящем документе приняты следующие сокращения:

MX - метрологические характеристики;

ПО - программное обеспечение;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИ - средство измерений;

МНР - массовый преобразователь расхода;

Т11У - установка трубопоршневая поверочная

Операции поверки указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Для поверки преобразователей массового расхода на месте эксплуатации применяется трубопоршневая поверочная установка 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002.

• 2.2 Средства измерений, входящие в состав СИКН, поверяются в соответствии с действующими на них методиками поверки.

• 3.1 Организация и производство работ проводится в соответствии с утвержденными дейс твующими правилами и нормативными документами:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

• - в области промышленной безопасности - Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.97 г., (с изменениями), «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростех надзора №101 от 12.03.2013), руководством но безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденным Приказом № 784 от 27 декабря 2012 г., а также другими действующими отраслевыми НД;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом «О пожарной безопасности» № 69-ФЗ от 21 декабря 1994 г., (с изменениями), постановлением правительства РФ от 25 апреля 2012 г. № 390 «Правила противопожарного режима в РФ», СНиП 21.01-99 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» с изменением № 2 от 2002 г.. НПБ 88-2001 «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования»; Федеральным законом № 123- ФЗ от 22.07.2008 г. «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок - «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утверждены Приказом Минтруда России от 24.07.2013 №328н); Приказ Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. № 6 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ от 12.03.2014 г.; Федеральным законом № 89-ФЗ от 24 июня 1998 года «Об отходах производства и потребления» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 3.2 Помещение СИКН должно содержаться в чистоте, без следов нефти.

• 3.3 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взры-во- и пожарной опасности по СП 12.13130 помещение блока технологического и помещение блока ТПУ относится к категории А, помещение блока аппаратурного - В4, по классу взрывоопасных зон по ПУЭ/ГОСТ 30852.9 помещение блока технологического и помещение блока ТПУ - к В-1а/класс 2, по категории и группе взрывоопасных смесей при их возможном образовании по ГОСТ Р 30852.11 и ГОСТ Р 30852.5 к ПА - ТЗ.

• 3.4 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений и размещенные во взрывоопасных зонах, должны иметь сертификат соответствия требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» или действующее Разрешение Ростехнадзора для применения на опасных производственных объектах.

• 3.5 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» (IТУЭ) VIl-c издание».

• 3.6 В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания СИКН разрабатываются инструкция по эксплуатации СИКН и инструкции по видам работ.

• 4.1 Условия проведения поверки должны соответствовать требованиям, установленным в методиках поверки на СИ, входящих в состав СИКН.

• 4.2 Влияние внешних условий, таких как вибрация, тряска, электрические и магнитные поля и др., влияющие на работу средств измерений, должны отсутствовать.

• 5.1 Подготовка СИКН к проведению поверки производится в соответствии с требованиями документов:

• - Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 588 ООО «АНГК» на Анжеро-Судженском НПЗ;

• - техническая документация изготовителей средств измерений, входящих в состав СИКН.

При подготовке к поверке соблюдают условия, установленные в методиках поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 5.2 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:

• - демонтаж средств измерений СИКН (при необходимости);

• - установка и соединение с эталонными и вспомогательными СИ;

• - проверяют заземление средств измерений, работающих под напряжением;

• - проверяют герметичность (отсутствие протечек) системы;

• - проводят установку нуля, конфигурирование сигналов (при необходимости).

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

• - на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.2 Опробование

Опробование проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При опробовании проверяют работоспособность средств измерений СИКН без определения метрологических характеристик. Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН.

• 6.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения.

При проведении проверки идентификационных данных ПО проверяют соответствие идентификационных данных (контрольной суммы, номера версии и идентификационного наименования) ПО указанным в описании типа.

Для просмотра идентификационных данных ПО измерительно-вычислительного комплекса ИМЦ-03 необходимо набрать команды «Основное меню»—» «Просмотр 2»—» «Версия программы» в меню ИВК.

Для просмотра идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места АРМ оператора «Вектор» необходимо нажать на логотип «Вектор» в окне «Технологическая схема» и выбрать в меню пункт «О программе».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблице 1.

• 6.3 Определение погрешности средств измерений

  • 6.3.1 Определение погрешности СИ, входящих в состав СИКН

Определение погрешности СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соот ветствии с НД, приведенными в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень НД на методики поверки СИ

Продолжение таблицы 2

Результаты поверки считаются положительными, если средства измерений, указанные в таблице 2, имеют действующие свидетельства о поверке.

• 6.3.2 Определение метрологических характеристик

  • 6.3.2.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти 5М_Бр, %, определяют по результатам поверки МПР согласно документу на поверку, указанному в таблице 2.

Результат поверки считается положительным, если значение относительной погрешность измерения массы брутто нефти не превышает ± 0,25 %.

• 6.3.2.2 На момент определения относительной погрешности измерения массы нетто все средства измерений, входящие в состав СИКН, должны быть поверены согласно документам на поверку, указанным в таблице 2.

Результаты поверки средств измерений, входящих в состав СИКН, должны быть оформлены в соответствии с требованиями распространяющихся на них нормативных документов по поверке.

• 6.3.2.3 Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти 5Мн, %, рассчитываются по формуле:

  

у² +AW² +AW²

^VM.B   ^nVVM.Il     ^VVX.C

w ₊w ₊ w

^yym.b ^{т ¥¥}м.п ^т

100

где AW_MB - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в нефти, %;

AW_Mn - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

AWxc - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

Wmb - массовая доля воды в нефти, измеренная по ГОСТ 2477-65, %;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, измеренная по ГОСТ 6370-83, %;

Wxc ~ массовая доля хлористых солей в нефти, %, рассчитанная по формуле: W_xc=0,l^-                        (2)

р

где ф_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, измеренная по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

р - плотность нефти, измеренная по ГОСТ 3900-85 и приведенная к условиям измерения в ИЛ, кг/м³.

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

Абсолютную погрешность измерения массовой доли хлористых солей в нефти AWxc, %, вычисляют по формуле:

где Rxc и Гхс - воспроизводимость и повторяемость метода измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти по ГОСТ 21534-76.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости.

Результат поверки считается положительным, если значение относительной погрешность измерения массы нетто нефти не превышает ± 0,35 %.

• 7.1 Если результат поверки положительный, на СИКН оформляется свидетельство о поверке в соответствии с приложением 1 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815. На обратной стороне свидетельства указываются следующие данные:

• - диапазон массового расхода по СИКН;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений масса нетто нефти.

• 7.2 Если результат поверки отрицательный, СИКН к эксплуатации не допускается, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с приложением 2 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.