Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти №707 ПК "ШЕСХАРИС"» (МП 0817-14-2018)

Методика поверки

Тип документа

Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти №707 ПК "ШЕСХАРИС"

Наименование

МП 0817-14-2018

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»

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА

НЕФТИ № 707 ПК «ШЕСХАРИС»

Методика поверки

МП 0817-14-2018

Начальник HHQ-l 4 ФГУП «ВНИИР»

5/      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 № 707 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 пунк-та 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 Госстандарта № 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 щиты 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 эксплуатаци онной 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 описание 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 - СИ и 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.

Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 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»

Преобразователи 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 - поточный влагомер)

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

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.

Продолжение таблицы 3

Наименование СИ

Документы

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 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», определяют по формуле

8МБ =±1.1 +Ог •(«; +₽г -10* ■ ДТрг) + ₽! 10‘ ■ ДТ^ +6= ,                    (1)

где бу - относительная погрешность измерений объема нефти, %;

бр - относительная погрешность измерений плотности нефти, %, определяется по формуле

^=^-•100,

(2)

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

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

р,\Ту - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, определяют по приложению А ГОСТ Р 8.595;

8N - относительная погрешность ИВК, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

\ + 2-p-Tv

(3)

где Ту,Тр ~ 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

д^2+д^+д^с;

100

(4)

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

JИмя - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляют по формуле (7);

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

Д^г=0,1-^,                       (5)

Рн

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

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

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

№мп - массовая доля механических примесей в нефти, %, определяют в лаборатории;

Иус- массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляют по формуле

(6)

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 Д, %, 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 должка 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

0,

1/°С

Др, кг/м3

Р, кг/м3

6р, %

ДТу, °C

ДТр, °C

5N, %

5Мб, %

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

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

W "н •

%

W "хс'

%

W

"мп ’

%

AWB, %

AWXC,

%

AWMn,

%

8Мн,

%

Относительная погрешность СИКН при измерениях массы нетто нефти не превышает 1-0.35 %.

должность лица, проводившего поверку

подпись

Ф.И.О.

Дата поверки _____________

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель