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

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.

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 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.

• 3.1   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.

• 4.1 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.

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

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

• 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

Продолжение таблицы 3

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

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

где - относительная погрешность измерений объема нефти, %;

д_р - 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;

ДГ_р,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-Г_г

1 + 2-Д-7; ’

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

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

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

Рн

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

р^х_н⁽ - плотность нефти при условиях измерений (р_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

(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 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 %.

• 8.1 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

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

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

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

должность лица, проводившего поверку

Дата поверки _____________

11