Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №290» (МП 0990-14-2019)

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 № 290 Методика поверки

МП 0990-14-2019

ачальник НИО-14

____Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

Казань

2019

ИСПОЛНИТЕЛЬ

УТВЕРЖДЕНА

Фролов Э.В.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки предназначена для проведения поверки средства измерений «Система измерений количества и показателей качества нефти № 290 (далее по тексту - система) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта, и периодических поверок при эксплуатации.

Поверку системы осуществляют только аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений государственные региональные центры метрологии, государственные научные метрологические институты Госстандарта, а также юридические лица и индивидуальные предприниматели, аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений.

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 2015г.№ 1815.

Возможность проведения поверки СИ из состава системы для меньшего числа измеряемых величин или на меньшем числе поддиапазонов измерений предусматривается их методиками поверки. Поверку системы проводят на месте ее эксплуатации, поверку системы допускается проводить в меньшем диапазоне измерений расхода нефти, чем указано в описании типа на систему. При этом диапазон измерений расхода системы определяется диапазоном измерений расхода рабочего расходомера массового Promass (согласно свидетельству о поверке).

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

При поверке СИ в меньшем 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 средств измерений из состава системы, за исключением датчиков температуры AUTROL модели АТТ2100, преобразователей давления AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200. манометров показывающих для точных измерений МПТИ, термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4, комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07, анализатора серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT SA - 12 месяцев.

Интервал между поверками датчиков температуры AUTROL модели АТТ2100, преобразователей давления AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200, манометров показывающих для точных измерений МПТИ моделей МПТИ-У2-1,6 МПа-0.6, комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07. анализатора серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT SA - 24 месяца.

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

Интервал между поверками расходомера-счетчика ультразвукового OPTISONIC 3400 -48 месяцев.

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

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Рабочий эталон 2-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 расходомеров массовых Promass с датчиком F и электронным преобразователем 83 (далее по тексту - РМ), входящих в состав системы, во всем диапазоне измерений.

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

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

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

• 4.1.1 При проведении испытаний 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», 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 блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК) и блока измерительных линий (БИЛ) относится к категории А, площадка узла подключения передвижной поверочной установки (ППУ) - Ан, по классу взрывоопасных зон согласно Правилам устройства электроустановок - помещение БИК и БИЛ относится к классу В-1а, площадка узла подключения ППУ -     В-1г, согласно

ГОСТ 30852.9-2002 (МЭК 60079-10:1995) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон» система относится к классу 2. 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 системы должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правилам 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 системы разрабатываются инструкция по эксплуатации системы, инструкции по видам работ.

• 5.1 Поверка системы осуществляется в условиях эксплуатации.

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

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

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

Таблица 2 - Метрологические характеристики

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

• 7 Проведение поверки

• 7.1.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность системы должна соответствовать её описанию типа и эксплуатационной документации;

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

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

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

• 7.1.2 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, приведенные в таблице 3 настоящей методики поверки.

• 7.1.3 Система, непрошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 7.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных программного обеспечения (ПО) системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

• 7.2.2  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее по тексту - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Руководство по эксплуатации. РХ.7000.00.00.00.000 РЭ» 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.

• 7.2.3 Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО (идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в разделе «Программное обеспечение» описания типа системы для ИВК.

• 7.2.4  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.

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

• 7.3.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, возможность формирования отчетов.

• 7.3.3 Проверяют герметичность системы.

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

• 7.3.5 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

• 7.4.1.1 При прямом методе динамических измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» за относительную погрешность измерений массы брутто нефти системы 6М_В, %, принимают погрешность, равную пределам допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти с применением РМ ±0,25 %.

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

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

• 7.4.2.2 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти системой <5М_Н, %, вычисляют по формуле

  

^(,)

100 ;

где ДИ^ - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %, вычисляется по формуле (8). При измерениях объемной доли воды влагомером нефти поточным УДВН-1ПМ (далее по тексту - ВН) Д W_B. %, вычисляют по формуле

= Д<р_в х^,                                      (2)

Рч>в

где Л(р_в - абсолютная погрешность измерений объёмной доли воды ВН, %; р - плотность нефти при условиях измерений (р_в, кг/м³;

р_в - плотность воды в нефти, кг/м³, вычисляют по формуле

р_в = 999,97358 х(1- (7,0134 х 10'⁸ х Д/+ 7,926504 хЮ’⁶хД/²-

- 7,575677 х 10 ~⁸ х Д/³ + 7,314894 хЮ'¹⁰хДг⁴-

(3' -3,596458 хЮ’¹² х Д/⁵)) х (1 + (5,074 х10’⁴ -3,26 хЮ’⁶ -/_БИК + + 4,16x10 х/ _БИК ) х Р_БИК ),

А/ = tбик -3,9818,                                                  (4)

где /бик - текущее значение температуры нефти в блоке измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), °C;

Двик - текущее значение давления нефти в БИК, МПа;

ДИ\_//7 “ абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти. %, вычисляется по формуле (8);

Д^_хс ~ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

(5) Р'н

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

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

W_B - массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории, %. При измерениях объемной доли воды влагомером ВН массовую долю воды в нефти ИВК вычисляет по формуле

■ (6) Р<Рц

где <р_в - объемная доля воды в нефти, измеренная ВН, %; р_н - плотность воды в нефти, кг/м³, вычисленная по формуле (3); p_v - плотность нефти при условиях измерений (р_в, кг/м³;

И\_1П - массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

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

• 7.4.2.3 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 нефтепродуктов».

• 7.4.2.4 Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего

показателей качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

(8)

где R 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 6370-2018 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей».

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

7.4.3 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы.

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

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 3

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме Приложения 1 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного Приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

• 8.2 На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти, а также диапазон измеряемого расхода системы, определяющийся значениями минимального и максимального расхода. За значение минимального расхода системы принимают значение минимального расхода рабочего РМ (согласно свидетельству о поверке) или значение минимального расхода, указанного в описании типа системы, если оно больше. За значение максимального расхода системы принимают значение максимального расхода рабочего РМ (согласно свидетельству о поверке) или значение максимального расхода, указанного в описании типа системы, если оно меньше.

• 8.3 Особенности конструкции системы препятствуют нанесению на нее знака поверки. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

• 8.4 Результаты поверки оформляют протоколом согласно приложению А.

• 8.5 При отрицательных результатах поверки систему 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 2 июля 2015 г. № 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:______________________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

• 1. Внешний осмотр:________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Подтверждение соответствия программного обеспечения:_______________________________________

(соответствует/нс соответствует)

• 3. Опробование:______________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение метрологических характеристик

  • 4.1 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти в соответствии с п. 7.4.1.2:__________________________________________

    (соответствует/не соответствует)

Стр. из

4.2 Определение относительной погрешности измерений массы незто нефти Таблица 1 - Результаты измерений и вычислений

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти в соответствии с п. 7.4.2.5:_______________________________________________

(соответствует/не соответствует)

13