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

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

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)

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

• 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)

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.

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

(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.

• 6.1 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

Окончание таблицы 3

(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   

(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

5М_бр =±l,1_A/5V²+G²(5p² + p²xl0⁴ -At²) + p²xl0⁴ xAt²+5N_HBK² ,            (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;

P_min ” 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+2xpxT_v

1+2хрхТ_р ’

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

Таблица 5

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

ЗМ_ЕР = +1,1 х^3V² + 3p²+3t-,_p + 3N_EO/ ,                   (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 Т_р, T_v , %, вычисляется по формуле

R_xc, r_xc ~ 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 W_xc “ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляется по формуле

AW_xc=0,lx^^,

Рхс

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

(9)

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

AW_Mn

R_xc,R_Nin ” 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;

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

W_B=?_BxbL,                   (П)

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

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

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

W_xc=0,lx-^,                   (12)

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

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

W_Mn      - массовая доля механических примесей в нефти, %.

(Измененная редакция, Изм, №1)

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

• 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