Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП "Самара-1"» (МП-0861-14-2018)

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти

СИКН № 32 ПСП «Самара-1»

Методика поверки

МП 0861-14-2018

Тел. отдела: +7 ( 843) 299-70-52

Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левина А.П.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средства измерений «Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП «Самара-1»» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

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

При этом диапазон измерений массы нефти СИКН определяется значениями минимального и максимального расхода. За значение минимального расхода принимают значение минимального расхода того преобразователя расхода, у которого значение расхода среди всех рабочих преобразователей расхода наименьшее (согласно свидетельствам об их поверке) или значение минимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму значений максимального расхода 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 (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 СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, поверяется только это СИ, при этом поверку СИКН не проводят.

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.

Интервал между поверками СИ из состава СИКН, за исключением термометров стеклянных для испытаний нефтепродуктов ТИН «Стеклоприбор» и термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 12 месяцев.

Интервал между поверками термометров стеклянных для испытаний нефтепродуктов ТИН «Стеклоприбор» и термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 36 месяцев.

Интервал между поверками двунаправленной трубопоршневой поверочной установки для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 36" - 24 месяца.

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

Таблица 1 - Операции поверки

Продолжение таблицы 1

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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки счетчиков ультразвуковых ALTOSONIC-5, входящих в состав СИКН в рабочем диапазоне измерений.

• 2.2 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.

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

• 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».

• 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.

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

• 5.2  Характеристики СИКН при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики СИКН и измеряемой среды

Продолжение таблицы 2

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

• 7.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

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

• 7.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений, 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 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».

• - СИ, входящие в состав СИКН поверяют в соответствии с методиками поверки, указанными в таблице 3.

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

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

7.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН

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

• 7.2.1.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

• 7.2.1.3 Определение идентификационных данных ПО проводят в соответствии с технической документацией на СИКН.

• 7.2.1.4  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03 (далее по тексту - ИВ К) проводят в следующей последовательности:

• - включить питание ИВК, если питание было выключено;

• - дождаться после включения питания появления на дисплее ИВК основного меню или войти в основное меню;

• - в основном меню выбрать пункт «ПРОСМОТР 2»;

• - выбрать пункт меню «ВЕРСИЯ ПРОГРАММЫ»;

• - на экране отобразятся идентификационные данные ПО.

7.2.2 Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора.

• 7.2.2.1 Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора СИКН проводят в соответствии с инструкцией пользователя АРМ оператора.

Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора СИКН 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 цифровом идентификаторе ПО.

Результаты проверки считаются положительными, если показания АРМ и СИ устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в журналах сообщений АРМ и ИВК отсутствует информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в описании типа на СИКН.

• 7.3 Опробование

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

Проверяют действие и взаимодействие компонентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность получения отчета следующим образом:

• - проверяется наличие электропитания на элементах СИКН и средствах поверки;

• - проверяется наличие связи между первичными преобразователями, вторичной аппаратурой и ИВК, ИВК и АРМ оператора СИКН, путем визуального контроля меняющихся значений измеряемых величин на дисплее компьютера АРМ оператора;

• - проверяется работоспособность запорно-регулирующей арматуры путем ее открытия и закрытия;

• - используя принтер компьютера АРМ оператора СИКН, распечатываются пробные отчеты (протоколы поверки, оперативные отчеты).

• 7.3.2 Проверяют герметичность СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на СИКН. СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления. При обнаружении следов нефти на элементах оборудования или СИ поверку прекращают и принимают меры по устранению утечки нефти.

• 7.4 Определение (контроль) метрологических характеристик 7.4.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН.

Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

ЗМ_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие

требования к методикам выполнения измерений» при косвенном методе динамических измерений массы брутто нефти с применением счетчиков ультразвуковых ALTOSONIC-5 (далее по тексту - УЗР) и преобразователя плотности жидкости измерительного модели 7835 (далее по тексту - ПП) с учетом относительной погрешности преобразования электрических сигналов в значения массы брутто нефти ИВК и проводят по формуле

ЗМ_Б = ±1,1 • ^² +G² -(^² ±у5² -10⁴ • АГ²) ₊ у5² -10⁴ • АГ² +<5² ,

где 8_V - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема применением УЗР, %;

G - коэффициент, вычисляется по формуле

_г__1 + 2-/3-Ту

1 + 2-/3-Т/

где р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (Приложение А ГОСТ Р 8.595);

T_p,T_v - температура нефти на момент поверки при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C;

8_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера, %, вычисляется по формуле

<^=±±100                                 (3)

Pmin

где Ар - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, ареометра или лабораторного плотномера, кг/м³;

Pmin ^_ нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м³;

АГ_р, /\Ту - абсолютные погрешности измерений температуры Т_р, T_v ,°С;

3_N - пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы брутто нефти, %.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти СИКН не должна превышать ±0,25 %.

• 7.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН. Относительную погрешность измерений массы нетто нефти СИКН 8М_И, %, вычисляют по формуле

  8М_Н =±1,1-

I 100 J

где &W_B - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляется по формуле (7);

АИ^у? - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, вычисляется по формуле (7);

AW_XC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

=0,1-^,                            (5)

Рн

где кфхс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, вычисляется по формуле (7);

р*^с - плотность нефти при условиях измерений <р_хс, кг/м³.

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

W_Mn ~ массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории; W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и

вычисляется по формуле

_0,1-(р_хс

^ГГХС      ХС ’

Рн

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

лаборатории.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний н ефтепро дуктов ».

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

(7)

где 7? и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей».

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

• 7.4.3 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Продолжение таблицы 3

Продолжение таблицы 3

• 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 «Порядока 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.

• 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 Таблица 1 - Результаты измерений и вычислений

Стр. _ из

4.2 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы нетто нефти Таблица 2 - Результаты измерений и вычислений

13