Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти №706 ПК "ШЕСХАРИС"» (МП 0811-14-2018)

Методика поверки

Тип документа

Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти №706 ПК "ШЕСХАРИС"

Наименование

МП 0811-14-2018

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 706 ПК «ШЕСХАРИС»

Методика поверки

МГ10811-14-2018

Начальник НИО-14 ФГУП «ВНИИР» уу Р.Н. Груздев

Тел.: (&3) 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 № 706 ПК «Шесхарис» (далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверка СИКН проводится на месте эксплуатации. Поверку СИКН допускается проводить в меньшем диапазоне измерений расхода нефти, чем указано в описании типа на СИКН, на основании письменного заявления владельца СИКН.

Диапазон измерений массового расхода нефти СИКН определяется значениями минимального и максимального расхода, измеренного с помощью преобразователей расхода турбинных НТМ (далее - ТПР). За значение минимального расхода принимают значение минимального расхода того ТПР, у которого расход среди всех рабочих ТПР наименьший (согласно свидетельствам о поверке), или значение минимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму максимальных значений расхода ТПР, установленных на рабочих измерительных линиях СИКН (согласно свидетельствам о поверке), или значение максимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно меньше.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

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

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

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

- - .

Номер пункта инструкции

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Внешний осмотр

7.1

Да

Да

Подтверждение соответствия программного обеспечения

7.2

Да

Да

Опробование

7.3

Да

Да

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН

7.4.1

Да

Да

Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

7.4.2

Да

Да

Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

7.4.3

Да

Да

2 Средства 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 ТПР 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    Требования квалификации поверителей
  • 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 Росстандарта № 2938 от 17 июня 2011 г.

4    Требования безопасности
  • 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 шиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

5 Условия поверки

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

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

Соответствие характеристик нефти значениям, приведенным в таблице 2, проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2 - Характеристики измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть.

Общие технические условия»

Диапазон избыточного давления нефти, МПа

от 0.2 до 1.6

Диапазон температуры нефти, °C

от +5 до +35

Вязкость кинематическая нефти, мм2/с (сСт)

от 4 до 50

Плотность нефти при рабочих условиях, кг/м3

от 790 до 910

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

6 Подготовка к поверке

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

7 Проведение поверки
  • 7.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид.

  • 7.1.1  Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и инструкции по эксплуатации СИКН.

  • 7.1.2  При проверке внешнего вида 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 поверены и иметь пломбы, несущие на себе знак поверки, в соответствии с описанием типа на СИ, или эксплуатационной документацией, 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».

СИКН, не прошедшая 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 измерительно-вычислительного комплекса ИМЦ-07 (далее - ИВК) проводят в соответствии с его руководством пользователя.

Для просмотра версии ПО, контрольной суммы 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.

  • 7.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы «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 контрольная сумма.

  • 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 инструкции по эксплуатации СИКН. СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления.

  • 7.4 Определение метрологических характеристик

7.4.1 Определение метрологических характеристик (MX) СИ, входящих в состав СИКН Определение MX СИ (поверку СИ), входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - СИи методики их поверки

Наименование СИ

Документы

Преобразователи расхода турбинные НТМ (далее - ТПР)

МИ 3287-2010 «Преобразователи объемного расхода. Методика поверки»

Датчики температуры Rosemount 3144Р

МП 4211-024-2015 «Датчики температуры Rosrmount 644, 3144Р. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИМС» 30.12.2015 г.

Датчики температуры в комплекте: термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 с измерительными преобразователями 644

МИ 2672-2005 «Рекомендация. ГСИ. Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью калибратора температуры серии ATC-R исполнения «В» фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания»

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835,

преобразователь плотности типа 7835

МИ 3240-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

МИ 2816-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

Преобразователь плотности и расхода CDM

МП 02-221-2015 «ГСИ. Преобразователи плотности и расхода CDM. Методика поверки», утвержденная ФГУП «УНИИМ» 05 ноября 2015 г.

Преобразователи давления измерительные 2051 модели 2051 TG и модели 2051 CD

МИ 4212-025-2013 «Преобразователи давления измерительные 2051. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» 16.12.2013 г.

Влагомеры нефти поточные

УДВН-1пм (далее - поточные влагомеры)

МП 0309-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 04.09.2015 г.

Продолжение таблицы 3

Наименование СИ

Документы

Преобразователи плотности и вязкости FVM

МП 01-251-2015 «ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «УНИИМ» 07 апреля 2015 г.

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400

МП РТ 1849-2014 «Расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400. Методика поверки", утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 23 мая 2014 г.

Комплексы измерительновычислительные ИМЦ-07 (далее -ИВК)

МИ 3395-2013 «Рекомендация. ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 15 апреля 2013 г.

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB

МИ 3155-2008 «Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе мерника и объемного счетчика"

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки»

Манометры МП 160 показывающие

Методика поверки «Манометры МП, НП, ЭКН и ЭКМ, ва-кууметры ВП, ТП, ЭКТ и ЭКВ, мановакууметры МВП, ТИП, ЭКТН и ЭКМВ, дифманометры ДП и ЭКД показывающие и сигнализирующие», утвержденная ФГУП «ВНИИМС» 10.02.2014 г.

Допускается проводить калибровку расходомера-счетчика ультразвукового OPTISONIC 3400 и преобразователей давления измерительных 2051 модели 2051 CD по соответствующим методикам калибровки.

  • 7.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти при косвенном методе динамических измерений (5мб, %), в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», определяют по формуле

8ме = ±1.1     +G2 (8J +Р2 10* ■ ДТ2) + р! ■ 10' -АТ2 ±82к ,                    (1)

где - относительная погрешность измерений объема нефти, %;

др - относительная погрешность измерений плотности нефти, %, определяется по фор

муле

(2)

Др - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м3;

Ршш ' минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений плотности СИКН, кг/м3;

ДГр,ДД - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

/7   - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, определяют по

приложению А ГОСТ Р 8.595;

6N - относительная погрешность ИВЫ, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1 + 2-Д-Гг

1 + 2-Д-7; ’

где Tv,Tp -

температура нефти при измерениях ее объема и плотности соответственно, °C.

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

  • 7.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Относительную погрешность измерений массы нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.595 (Змн, %) вычисляют по формуле

= ±1,Г

(я у

&МБ

lu J
, a^+aiC+дС

k 100

(4)

где AWb- абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %, вычисляют по формуле (7);

4№мп - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляют по формуле (7);

AWxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляют по формуле

ДЖм.=0,1-^,                         (5)

Рн

где Д<ргс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм3, вычисляют по формуле (7);

рхн( - плотность нефти при условиях измерений хс, кг/м3;

Wb - массовая доля воды в нефти, %, определяют в лаборатории;

Wyn - массовая доля механических примесей в нефти, %, определяют в лаборатории;

Wxc- массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляют по формуле ^=0.1-^, (6) Рн

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 определяют в лаборатории 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

(7)

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

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

8 Оформление результатов поверки
  • 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

Протокол поверки №______

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:_________

Атмосферное давление:___________________

Относительная влажность:_____

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

Внешний осмотр:_____

(соответствует/не соответствует)

Подтверждение соответствия программного обеспечения__

(соответствует/не соответствует) Опробование:___________________________

(соответствует/не соответствует)

Определение (контроль) метрологических характеристик:

Результаты измерений и вычислений при определении относительной погрешности измерений массы брутто нефти

5V, %

G

Tv,

°C

Тр, °C

р,

1/°С

Др, кг/м3

Р> кг/м3

8р,

%

ATv, °C

ДТр,

°C

8N,

%

8Мб, %

Относительная погрешность СИКН при измерениях массы брутто нефти не превышает ±0.25 %.

Результаты измерений и вычислений при определении относительной погрешности измерений массы hcito нефти

W "в ’

%

W

ХС ’

%

W

"мп ’

%

AWH,

%

AWXC,

%

AWMn,

%

ЗМн,

%

Относительная погрешность СИКН при измерениях массы нетто нефти не превышает ±0,35 %,

должность лица, проводившего поверку

подпись

Ф.И.О.

Дата поверки _____________

11

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель