Инструкция «ГСИ.Система измерений количества и показателей качества нефти № 913 ЛПДС "КОНДА" Филиала Урайское УМН АО "Транснефть-Сибирь"» (МП 0201-14-2014)

Инструкция

Тип документа

ГСИ.Система измерений количества и показателей качества нефти № 913 ЛПДС "КОНДА" Филиала Урайское УМН АО "Транснефть-Сибирь"

Наименование

МП 0201-14-2014

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

.С. Тайбинский

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 913 ЛИДС «КОНДА» ФИЛИАЛА УРАЙСКОЕ УМН АО «ТРАНСНЕФТЬ-СИБИРЬ»

Методика поверки

МП 0201-14-2014

с изменением № 1

начальник НИО-14

Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛЬ

УТВЕРЖДЕНА

Фролов Э.В.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 913 ЛПДС «Конда» филиала Урайское УМН АО «Транснефть-Сибирь» (далее - система) с заводским № 913 и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта, и периодических поверок при эксплуатации.

Первичная и периодическая поверка системы и средств измерений (СИ), входящих в состав системы выполняется согласно части 1 ст. 13 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и приказу Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Поверка системы проводится на месте ее эксплуатации. Поверку системы допускается проводить в меньшем диапазоне измерений расхода нефти, чем указано в описании типа на систему.

На основании письменного заявления владельца системы допускается проводить периодическую поверку СИ, предназначенных для измерений параметров измеряемой среды в ограниченном диапазоне измерений.

При поверке СИ в ограниченном диапазоне измерений соответствующая запись должна быть сделана в свидетельстве о поверке и (или) в паспорте (формуляре) СИ.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

Интервал между поверками системы - 12 месяцев.

Интервал между поверками СИ из состава системы, за исключением термометров лабораторных стеклянных с взаимозаменяемыми конусами типа КШ 14/23 и термометров стеклянных ASTM модификации АСТМ 63С - 12 месяцев.

Интервал между поверками термометров лабораторных стеклянных с взаимозаменяемыми конусами типа КШ 14/23 - 36 месяцев.

Интервал между поверками термометров стеклянных ASTM модификации АСТМ 63 С -24 месяца.

Интервал между калибровками расходомера ультразвукового UFM 3030, установленного в БИК, составляет не реже 1 раза в год.

(Измененная редакция, Изы. № 1)

1. Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Т аб л и ц al

Наименование операции

Номер пункта документа по поверке

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Проверка комплектности технической документации

6.1

Да

Да

Подтверждение     соответствия

программного обеспечения

6.2

Да

Да

Внешний осмотр

6.3

Да

Да

Опробование

6.4

Да

Да

Определение   метрологических

характеристик

6.5

Да

Да

2. Средства поверки
  • 2.1 Рабочий эталон 1-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», верхний предел диапазона измерений расхода не менее 1800 м3/ч.

  • 2.2 При проведении поверки СИ в составе системы применяют средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав системы и приведенных в таблице 3 настоящей методики поверки.

  • 2.3 Допускается применение других аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

3. Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

  • - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», введенные в действие Приказом от 12.03.2013 г. № 101 Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (с изменениями на 12 января 2015 года);

  • - в области пожарной безопасности - Федеральным законом № 69-ФЗ от 21 декабря 1994 г. «О пожарной безопасности» (с изменениями на 29 июля 2018 года), «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 25.04.2012 г. № 390 (с изменениями на 30 декабря 2017 г.), СНиП 21.01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» (с изменением № 1, 2);

  • - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Приказом Минтруда России от 24.07.2013 № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок» (с изменениями на 19 февраля 2016 года), «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» от 13 января 2003 года № 6;

  • - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ от 10.01.2002 года (с изменениями на 31 декабря 2017 года) и другими действующими законодательными актами на территории РФ, а также другими действующими отраслевыми документами;

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

4. Условия поверки

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

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

Соответствие параметров измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода, м3

От 380 до 8000

Параметры измеряемой среды:

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Избыточное давление измеряемой среды (максимально допустимое), МПа

От 0,7 до 2,5

Избыточное давление измеряемой среды (рабочее), МПа

От 0,85 до 1,6

Температура измеряемой среды, °C

От+1 до +25

Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочих условиях, сСт

От 8 до 24

Плотность измеряемой среды, кг/м3:

  • - при минимальной в течение года температуре нефти

  • - при максимальной в течение года температуре нефти

865

840

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,004

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

50

Массовая доля серы, %, не более

0,6

Содержание свободного газа

Не допускается

Режим работы системы

Непрерывный

(Измененная редакция, Изм. № 1)

5. Подготовка к поверке

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуа

тации системы и документами на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

6. Проведение поверки
  • 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

  • 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения

    • 6.2.1 Определение идентификационных данных программного обеспечения (ПО) комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07 проводят в соответствии с руководством оператора в следующей последовательности:

а) включить питание, если питание было выключено;

б) дождаться после включения питания появления на дисплее главного меню или войти в главное меню;

в) в главном меню выбрать пункт меню «Основные параметры»;

г) выбрать пункт меню «Просмотр»;

д) выбрать пункт меню «О программе», на экране появится диалоговое окно с информацией о ПО.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО «ФОРВАРД» проводят в соответствии с руководством пользователем в следующей последовательности:

а) в основном меню, расположенном в верхней части экрана монитора автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора, выбрать пункт меню «О программе»;

б) нажать кнопку «Модули», на экране появится диалоговое окно с информацией о ПО.

Полученные результаты идентификации ПО системы должны соответствовать данным, указанным в описании типа на систему.

В случае, если идентификационные данные ПО системы не соответствуют данным указанным в описании типа на систему, поверку прекращают. Выясняют и устраняют причины, вызвавшие несоответствие. После чего повторно проверяют идентификационные данные ПО системы.

  • 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

  • - комплектность системы должна соответствовать эксплуатационной документации;

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

  • - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать технической документации.

  • 6.4 Опробование

    • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.

    • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

    • 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

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

  • 6.5 Определение метрологических характеристик

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

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, прово

дят в соответствии с документами, приведенными в таблице 3. Таблица 3

Наименование СИ

Документы

Преобразователи расхода жидкости турбинные серии Sentry с Ду 10” (далее - ТПР)

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

Преобразователи давления измерительные FCX-A/C, модификации FHG

МИ 1997-89 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

Влагомеры нефти поточные

УДВН-1пм (далее - ВН)

МИ 2366-2005 «ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки»

Преобразователь давления измерительный EJX

МИ 1997-89 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

Преобразователи давления измерительные 2051 (предназначенные для измерений разности давления)

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

Окончание таблицы 3

Наименование СИ

Документы

Преобразователи измерительные Rosemount 644 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми 65

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки» Документ 12.5314.000.00 МП «Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 63144Р. Методика поверки», утвержденный ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в декабре 2013 г.

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

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП)

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

МИ 3240-2009 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827

МИ 3001-2006 «ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости поточные моделей 7827и7829 фирмы Solatron Mobrey Limited. Методика поверки в динамическом режиме»

МИ 3119-2008 «ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки на месте эксплуатации»

МИ 3302-2010 «ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки»

Термометры лабораторные стеклянные с взаимозаменяемыми конусами типа КШ 14/23, термометры стеклянные ASTM модификации АСТМ 63С

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

Манометры показывающие для точных измерений МПТИ, манометры для точных измерений типа МТИ, манометры избыточного давления показывающие МП-У

МИ 2124-90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановаку-умметры, напоромеры, тягомеры, и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951

«Рекомендация. ГСИ. Вычислители расхода моделей 7950, 7951, 7955 фирмы «MOBREY MEASUREMENT» Великобритания. Методика поверки», утвержденный ФГУП «ВНИИМ» 16 ноября 2006 г.

Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК)

МИ 3395-2013 «ГСИ. Комплексы измерительновычислительные ИМЦ-07. Методика поверки»

Блок обработки данных Vega-03 (далее - БОД)

В соответствии с разделом «Поверка блока» документа «Блок обработки данных «Vega-ОЗ». Руководство по эксплуатации 407213.00.00.000 РЭ, согласованным с ГЦИ СИ ВНИИР 27 октября 2000 г.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

СИ, не участвующие в определении массы нефти или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат калибровке в соответствии с документами, приведенными в таблице 4.

Таблица 4   

Наименование СИ

Документы

Расходомер ультразвуковой UFM 3030 (предназначен для измерений расхода в блоке измерений показателей качества)

МК 0001-14-2015 «Методика калибровки преобразователей расхода жидкостей в составе блоков измерений показателей качества нефти (нефтепродуктов)»

(Измененная редакция, Изм. № 1)

  • 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти системой 5Мбр, %, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», по формуле

а) с помощью ТПР, ПП и ИВК

бр =±l,1A/5V2+G2(5p2 + p2xl04 -At2) + p2xl04 xAt2+5NHBK2 ,            (1)

где 5V      - относительная погрешность измерений объема нефти ТПР, % (из свиде

тельства о поверке);

6р       - относительная погрешность измерений плотности нефти ПП, %, вычис

ляется по формуле

5 =-^-х100                        (2)

р р .

rmin

Ар      - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП или погрешность

измерений плотности ареометром из свидетельства об аттестации методики измерений плотности нефти ареометром в лаборатории, кг/м3;

Pmin ” минимальное значение плотности нефти из диапазона системы, кг/м3;

At р At v   - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерени

ях плотности и объема соответственно, °C;

Р        - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (определяется по таб

лице 5);

8N ивк - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК, %;

G       - коэффициент, вычисляемый по формуле

G_l+2xpxTv

(3)

1+2хрхТр

где Tp,Tv

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

Таблица 5

р, кг/м3

Р, 1/°С

р, кг/м3

р, 1/°С

р, кг/м3

р, 1/°С

840,0 - 849,9

0,00084

850,0 - 859,9

0,00081

860,0 - 869,9

0,00079

б) с помощью ТПР, БОД и по результатам измерений плотности нефти в лаборатории, приведенной к условиям измерений объема по 5.8.4 ГОСТ Р 8.595

ЗМЕР = +1,1 х^3V2 + 3p2+3t-,p + 3NEO/ ,                   (4)

где 5р - относительная погрешность измерений плотности нефти в лаборатории, %;

8N бод - пределы допускаемой относительной погрешности БОД, %;

- составляющая относительной погрешности измерений массы брутто нефти за счет абсолютных погрешностей измерений температуры Тр, Tv , %, вычисляется по формуле

где

0x100

l + 0x(tp-tv)

абсолютные погрешности измерений температуры tp, tv, °C.

8t = ±

vp

(5)

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти системой не должна пре вышать ±0,25 %.

6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти системой 8МН, %, опреде ляют в соответствии с ГОСТ Р 8.595, по формуле

н=±1,1х

§МБУ Ы )

, a wB + awxc + a

(х wB+wxc+wMn I         100 J

где 6МБ

- относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

AWB

абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти в лаборатории вычисляется по формуле

AWB

-^RB-rBx0,5

V2

(7)

Rxc, rxc ~ воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли во ды, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепро дукты. Метод определения содержания воды»;

A Wxc “ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляется по формуле

AWxc=0,lx^^,

(8)

Рхс

Д<рхс

пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой концентрации хлористых солей, мг/дм3 (г/м3), вычисляются по формуле

(9)

AWMn ” абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляется по формуле

AWMn

(10)

Rxc,RNin ” воспроизводимость методов определения массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» и ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей»;

гхс ’ гмп ” сходимость методов определения массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370;

WB       - массовая доля воды в нефти, %, вычисляется по формуле

WB=?BxbL,                   (П)

фв        - значение объемной доли воды в нефти, измеренное ВН, %;

ря,        - плотность нефти при условиях измерений фв, кг/м3;

Wxc      - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

Wxc=0,lx-^,                   (12)

Фхс       “ массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 (г/м3);

Р?хс       _ плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м3;

WMn      - массовая доля механических примесей в нефти, %.

(Измененная редакция, Изм, №1)

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

7. Оформление результатов поверки
  • 7.1 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 СИ).

  • 7.2 На лицевой стороне свидетельства о поверке системы указывают диапазон измерений расхода системы, 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.

  • 7.3 На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто (нетто) нефти, знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

  • 7.4 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 Порядка проведения поверки СИ.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

11

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель