Инструкция «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №1008 НА ВХОДЕ МАРИЙСКОГО НПЗ» (МП 0789-14-2018)

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 № 1008 НА

ВХОДЕ МАРИЙСКОГО НПЗ

Методика поверки

МП 0789-14-2018

НачальникДЗИО-14

______'Ту'       Р.Н. Груздев

/

Тел. отдела: +7 (843) 299-70-52

Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левина А.П.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 1008 на входе Марийского НПЗ (далее - СИКН) и устанавливает методику периодической (первичной) поверки при эксплуатации, а так же после ремонта.

Первичная и периодическая поверка СИКН и средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН, 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 СИКН проводится на месте ее эксплуатации. Поверку СИКН допускается проводить в меньшем диапазоне измерений расхода нефти, чем указано в описании типа на СИКН.

За значение минимального расхода СИКН принимают значение минимального расхода рабочего преобразователя расхода (согласно свидетельству о поверке), или значение минимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно больше. За значение максимального расхода СИКН принимают значение суммы максимальных расходов рабочих преобразователей расхода (согласно свидетельствам об их поверке), или значение максимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно меньше.

На основании письменного заявления владельца СИКН 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 СИКН - 12 месяцев.

• 1.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица! - Операции поверки

2 Средства поверки

• 2.1 Основное средство поверки

• 2.1.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда, в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки расходомеров массовых Promass, входящих в состав СИКН, во всем диапазоне измерений.

• 2.2 Средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведены в таблице 5 настоящей инструкции.

• 2.3 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические и основные технические характеристики аналогичны или лучше указанных в документах, приведенных в таблице 2,3 настоящей инструкции.

• 3.1 Поверку СИКН осуществляют аккредитованные в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации в национальной системе аккредитации на проведение поверки средств измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели.

• 3.2 К поверке допускаются лица, изучившие инструкцию по эксплуатации на поверяемую СИКН и имеющие квалификационную группу по технике безопасности не ниже II в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

• 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 от 12 марта 2013 г. № 101 «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 документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановлением 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 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности согласно Свода правил СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» помещение СИКН с размещенным внутри оборудованием, относится:

• - к категории помещений - Ан;

• - по классу взрывоопасных зон - В1-а;

• - по категории и группе взрывопожарной смеси - П-АТЗ.

В соответствии с ГОСТ 30852.11-2002 (МЭК 60079-12:1978) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам» нефть относится к категории взрывоопасносной смеси - ПА. В соответствии с ГОСТ 30852.5-2002 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения» нефть относится к группе взрывоопасной смеси ТЗ.

• 4.3 Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 4.4 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».

• 4.5  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.

• 4.6  В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания СИКН разрабатываются инструкция по эксплуатации СИКН, инструкции по видам работ, инструкции о взаимоотношениях принимающей и сдающей нефть сторонами.

Поверка СИКН осуществляется на месте ее эксплуатации.

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

• 5.2 Метрологические и основные технические характеристики СИКН при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2 и таблице 3 соответственно.

Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКН

Таблица 3 - Основные технические характеристики СИКН

Продолжение таблицы 3

• 6.1 При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и документами на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 7 Проведение поверки

• 7.1.1 При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид.

  • 7.1.1.1  Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

  • 7.1.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытий, ухудшающих внешний вид и препятствующих ее применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения 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 их методикой поверки и (или) описанием типа.

• 7.1.2 СИ, входящие в состав СИКН поверяют в соответствии с методиками поверки, указанными в таблице 5.

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

• 7.1.4 СИКН непрошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 7.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

  • 7.2.1.1 Идентификационные данные ПО СИКН должны соответствовать сведениям,

приведенным в таблице 4.

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО

• 7.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI-6000 (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

• - включить питание ИВК, если питание было выключено;

• - на передней панели ИВК в режиме индикации нажать клавиши «Статус», «Дисплей»;

• - нажатием клавиши «|» (стрелка вниз) переместиться до конца списка;

• - на экран ИВК выводится цифровой идентификатор ПО (цифровой идентификатор ПО должен соответствовать информации, указанной в описании типа).

• 7.2.3 Полученные результаты идентификации ПО СИКН должны соответствовать данным указанным в описании типа на СИКН.

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

• 7.3.1 Опробование проводят в соответствии с документом на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

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

• 7.3.3 Проверяют герметичность СИКН.

• 7.3.4 На элементах и компонентах СИКН не должно быть следов протечек нефти.

• 7.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

• 7.4.1.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти §М_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений СИКН принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти расходомеров массовых Promass.

• 7.4.1.2 Результат поверки признают положительным, если значение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти не превышает ±0,25 %.

• 7.4.2.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти ЗМ_Н, %, определяют по формуле:

  5М_Н =±1,1-

  

  (1)

где 8М_б - относительная погрешность СИКН при измерениях массы брутто нефти, %, A W _в - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляется по формуле (4);

A^T_W ^— абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в лаборатории, %, по формуле (4);

Д^_с ^- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в лаборатории, %, вычисляемые по формуле:

Л^=0Д-^,                       (2)

Рн

где 8(р_хс — абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, по формуле (4);

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

W_B - массовая доля воды в нефти, %, определенная в лаборатории;

W_мп - массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

W_xc — массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и вычисляемая по формуле:

^=0.1-^,                        (3)

Рн

где (р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории.

• 7.4.2.2 Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 «Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике».

Допускается до оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории определять погрешности измерений в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

• 7.4.2.3 Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле:

7а²-г²-0,5

где R и г - пределы воспроизводимости и повторяемости (сходимости) метода определения соответствующего показателя качества нефти.

• 7.4.2.4 Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

- для массовой доли воды по ГОСТ 2477-2014 «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».

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

• 7.4.2.6 Результат поверки признают положительным, если значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН не превышают ±0,35 %.

• 7.5 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами, приведенными в таблице 5, с учетом требований, предъявляемых к СИКН.

Таблица 5 - СИ и методики их поверки

Продолжение таблицы 5

Расходомер UFM 3030, не участвующий в определении массы нефти, и результаты измерений, которого не влияют на погрешность измерений массы нефти, калибруется в соответствии с действующими документами.

• 8.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в Приложении А.

• 8.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН по форме Приложения 1 «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).

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.

• 8.3 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

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки

Наименование средства измерений:_______________________________

Тип, модель, 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

• 1. Внешний осмотр:______________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКН:    ■_____________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Опробование:______________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение метрологических характеристик

  • 4.1 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы брутто нефти

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти ЗМ_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений СИКН принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти расходомеров массовых Promass ±0,25 %.

• 4.2 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти

Таблица 1 - Результаты измерений и вычислений

12