Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 410. Резервная схема учета» (МП 0825-14-2018)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

НИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ

КАЧЕСТВА НЕФТИ № 410. РЕЗЕРВНАЯ СХЕМА УЧЕТА

Методика поверки

МП 0825-14-2018

Начальник НИО-14 ФГУП «ВНИИР»

_____ТУ P H. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2018

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левина А.П.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 410. Резервная схема учета (далее по тексту - РСУ) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта, и периодической поверки при эксплуатации.

Первичная и периодическая поверки РСУ и средств измерений (СИ), входящих в состав РСУ, выполняются 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 РСУ проводится на месте ее эксплуатации. Поверку РСУ допускается проводить в меньшем диапазоне измерений расхода нефти, чем указано в описании типа на РСУ. За значение минимального расхода РСУ принимают значение минимального расхода счетчика жидкости ультразвукового ALTOSONIC 5 (согласно свидетельству о поверке) или значение минимального расхода, указанного в описании типа РСУ, если оно больше. За значение максимального расхода РСУ принимают значение суммы максимального расхода рабочих счетчиков жидкости ультразвуковых ALTOSONIC 5 (согласно свидетельству о поверке) или значение максимального расхода, указанного в описании типа РСУ, если оно меньше.

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

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

Если очередной срок поверки СИ из состава РСУ наступает до очередного срока поверки РСУ, поверяется только это СИ, при этом поверку РСУ не проводят.

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

Интервал между поверками СИ, входящих в состав РСУ, за исключением термометров электронных «ЕхТ-01» и термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 12 месяцев.

Интервал между поверками термометров электронных «ЕхТ-01» - 24 месяца.

Интервал между поверками термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 36 месяцев.

Интервал между поверками установки поверочной трубопоршневой двунаправленной BiPr-MA (далее по тексту - ТПУ), входящей в состав основной схемы учета - 24 месяца.

Интервал между поверками РСУ - 12 месяцев.

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

Таблица 1

• 2.1 Рабочий эталон 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 счетчиков жидкости ультразвуковых ALTOSONIC 5, входящих в состав РСУ, в рабочем диапазоне измерений.

• 2.2 Средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав РСУ, приведенные в таблице 3 настоящей методике поверки.

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

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

• 3.2 К поверке допускаются лица, изучившие инструкцию по эксплуатации на поверяемую РСУ 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 № 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 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 РСУ 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 «Электроооборудование взрывозащищенное. 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.

• 5.1 Поверка РСУ проводится в условиях эксплуатации.

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

• 5.3 Характеристики РСУ при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

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

Таблица 2

6 Подготовка к поверке

• 6.1 При подготовке к поверке РСУ проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 410 и документами на методики поверки СИ, входящих в состав РСУ.

• 7.1 Внешний осмотр

• 7.1.1 При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид РСУ.

Комплектность РСУ должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

• 7.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• - на компонентах РСУ не должно быть механических повреждений и дефектов препятствующих ее применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах РСУ должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать эксплуатационной документации;

• - СИ, входящие в состав РСУ, должны быть поверены и иметь пломбы, несущие на себе знак поверки, в соответствии с их описанием типа, методиками поверки и (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».

• 7.1.3 СИ, входящие в состав РСУ, поверяют в соответствии с методиками поверки, указанными в таблице 3.

• 7.1.4 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке на СИ, входящие в состав РСУ.

• 7.1.5 РСУ, непрошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 7.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

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

• 7.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных

FloBoss модели S600+ (далее по тексту - ИВК) проводят в следующей последовательности:

а) включить питание контроллера измерительного FloBoss модели S600+, если питание было выключено;

б)  дождаться после включения питания появления на дисплее контроллера измерительного FloBoss модели S600+ главного меню или войти в главное меню;

в)   в главном меню нажатием клавиши ”5” выбрать пункт меню 5.SYSTEM SETTINGS;

г) нажатием клавиши ”7” выбрать пункт меню 7.SOFTWARE VERSION;

д) нажатием клавиши (стрелка вправо) получить идентификационные данные со следующих экранов:

• 1) CONFIG STRUCTURE CSUM - контрольная сумма структуры файла конфигурации;

• 2) VERSION APPLICATION SW - версия ПО контроллера измерительного FloBoss модели S600+.

• 7.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора РСУ проводят в соответствии с инструкцией пользователя АРМ оператора.

Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора РСУ необходимо на мониторе нажать левой кнопкой мыши на эмблеме организации в правом верхнем углу.

На экране откроется панель, содержащая информацию о наименовании ПО, номере версии ПО, имени файла и его цифрового идентификатора ПО (контрольной суммы исполняемого кода).

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

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

• 7.3 Опробование

• 7.3.1 Опробуют РСУ 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 РСУ.

Проверку герметичности РСУ проводят согласно эксплуатационной документации на РСУ. РСУ считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах РСУ нет следов протечек нефти или снижения давления.

Таблица 3

СИ, не участвующие в определении массы нефти или результаты измерений, которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, калибруются в соответствии с действующими методиками калибровки.

• 7.4 Определение (контроль) метрологических характеристик.

• 7.4.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти РСУ

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 8М_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при измерениях объема нефти с помощью УЗР и плотности нефти с применением ПП и приведении результатов измерений объема нефти и плотности нефти к стандартным условиям, определяют по формуле

8М_Б=+\,\-     + G² • (^² + Д² • 10⁴ • ДГ²) + Д² ■ 10⁴ • ДТ² + 8² ,                   (1)

где

8_V - пределы допускаемой относительной погрешности УЗР (измерения объема), %;

8_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти, %, определяются по формуле

8 = -^—100’ (²) ^Р Лшп

где

Др - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м³;

р_тт - нижний предел диапазона плотности нефти в РСУ, кг/м³;

ДТ_р,ДТ_у - пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователя температуры при измерениях плотности и объема нефти соответственно, °C;

Р - наибольшее значение коэффициента объемного расширения нефти в диапазоне плотности, 1/°С (приложение А ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»);

8_n - пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов ИВК в значения массы брутто нефти, %; G - коэффициент, вычисляемый по формуле  1 + 2- fl-t_v

где

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

Значения относительных и абсолютных погрешностей составляющих формул (1) - (3) подтверждают свидетельством (сертификатом) об утверждении типа СИ и действующими свидетельствами о поверке.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти с применением РСУ не должна превышать ±0,25 %.

• 7.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти РСУ.

Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти РСУ проводят расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти ЗМ_Н, %, вычисляют по

формуле где

дМ_Б - относительная погрешность РСУ при измерениях массы брутто нефти, %;

А Ив - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %, при измерениях в лаборатории определяется по формуле (7);

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

4Wxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, в лаборатории, %, вычисляют по формуле:

А^_с=0,1-^,                      (5)

Рн

&(р_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти в лаборатории, мг/дм³, вычисляют по формуле (7);

р*^с - плотность нефти при условиях измерений (р_хс, кг/м³;

Wb - максимальное значение массовой доли воды в нефти, %;

Wmii - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %;

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляют по формуле:

W_IC =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 по лабораторному методу определяют 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

R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти.

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».

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

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти с применением РСУ не должна превышать ±0,35 %.

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

• 8.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке РСУ 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.

На оборотной стороне свидетельства о поверке РСУ указывают диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке РСУ.

• 8.3 При отрицательных результатах поверки РСУ 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

ПРОТОКОЛ 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 РСУ:__________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Опробование:_____________________________

(соответствует/не соответствует)

4. Определение метрологических характеристик

4.1 Определение относительной погрешности РСУ при измерениях массы брутто нефти Таблица 1 - Результаты измерений и вычислений

Стр. _ из

• 4.2 Определение относительной погрешности РСУ при измерениях массы нетто нефти

  Таблица 2 - Результаты изме]		рений и вычислений
  дМБ, %	wB,%	wxc,%		AWB, %	wxc, %		змн,%

13