Методика поверки «Система измерений количества нефти АО "Ангарская нефтехимическая компания"» (МП 1906/1-311229-2019)

ООО Центр Метрологии «СТП»

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

«СТП»

И.А. Яценко

2019 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества нефти АО «Ангарская нефтехимическая компания»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 1906/1-311229-2019

г. Казань

2019

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества нефти АО «Ангарская нефтехимическая компания» (далее - СИКН), заводской № 461, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

Интервал между поверками - 2 года.

При проведении поверки должны быть выполнены следующие операции:

• - проверка технической документации (6.1);

• - внешний осмотр (пункт 6.2);

• - опробование (пункт 6.3);

• - определение метрологических характеристик (пункт 6.4);

• - оформление результатов поверки (раздел 7).

Примечание - При получении отрицательных результатов поверки по какому-либо пункту методики поверки поверку СИКН прекращают.

• 2.1 При проведении поверки СИКН применяют следующие средства поверки:

• - термогигрометр ИВА-6 модификации ИВА-6А-Д; диапазон измерений атмосферного давления от 700 до 1100 гПа, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения атмосферного давления ±2,5 гПа; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 98 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения относительной влажности ±2 % в диапазоне от 0 до 90 %, ±3 % в диапазоне от 90 до 98 %; диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °C, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности температуры ±0,3 °C;

• - калибратор многофункциональный MC5-R-IS (далее - калибратор): диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания ± 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 импульсов.

• 2.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.

• 2.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; средства измерений (далее - СИ) должны иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенную подписью работника аккредитованного юридического лица или индивидуального предпринимателя, проводившего поверку СИ (далее - поверитель), и знаком поверки.

• 3.1 При проведении поверки должны соблюдаться требования:

• - правил технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - правил безопасности при эксплуатации средств поверки и СИКН, приведенных в их эксплуатационных документах;

• - инструкций по охране труда, действующих на объекте.

• 3.2 К проведению поверки допускаются лица, изучившие настоящую методику поверки, руководства по эксплуатации СИКН и средств поверки и прошедшие инструктаж по охране труда.

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха, °C                   от плюс 15 до плюс 25

• - относительная влажность, %                                 от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                                  от 84 до 106,7

• 5.1 Средства поверки и вторичную часть измерительных каналов (далее - ИК) СИКН выдерживают при условиях, указанных в разделе 4, не менее трех часов.

• 5.2 Средства поверки и СИКН подготавливают к работе в соответствии с их эксплуатационными документами.

• 6.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют наличие:

• - руководства по эксплуатации на СИКН;

• - паспорта на СИКН;

• - паспортов (формуляров) всех СИ, входящих в состав СИКН;

• - действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки всех СИ, входящих в состав СИКН;

• - свидетельства о предыдущей поверке СИКН (при периодической поверке).

• 6.1.2 Результаты проверки технической документации считают положительными при наличии всей технической документации по 6.1.1.

• 6.2.1 При проведении внешнего осмотра СИКН контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКН.

• 6.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКН устанавливают состав и комплектность СИКН. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в технической документации на СИКН. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, сведениям технической документации на СИКН.

• 6.2.3 Проверяют герметичность всех узлов соединений, контролируют отсутствие утечки рабочей среды, отсутствие механических повреждений, посторонних шумов и вибраций.

• 6.2.4 Проверяют целостность пломб и клейм на СИ, входящих в состав СИКН.

• 6.2.5 Результаты внешнего осмотра считают положительными, если монтаж СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКН, внешний вид и комплектность СИКН соответствуют требованиям технической документации.

6.3 Опробование

• 6.3.1.1 Проверку идентификационных данных программного обеспечения (далее - ПО) автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора) необходимо выполнить в следующей последовательности:

• - авторизоваться под пользователем «Метролог»;

• - перейти на вкладку «Сервис»;

• - нажать кнопку «Проверка контрольной суммы»;

• - зафиксировать идентификационные данные ПО и сравнить их с соответствующими идентификационными данными, указанными в разделе «Программное обеспечение» описания типа СИКН.

• 6.3.1.2 Проверку идентификационных данных ПО измерительно-вычислительного комплекса расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК) необходимо выполнить в следующей последовательности:

• - нажать на кнопку «Информация», расположенную на лицевой панели ИВК;

• - зафиксировать идентификационные данные ПО и сравнить их с соответствующими идентификационными данными, указанными в разделе «Программное обеспечение» описания типа СИКН.

Примечание - Проверку идентификационных данных программного обеспечения проводят по показаниям рабочего и резервного ИВК.

• 6.3.1.3 Результаты проверки соответствия ПО считают положительными, если все идентификационные данные совпадают с указанными в описании типа.

• 6.3.2.1 Проверяют:

• - отсутствие сообщений об ошибках;

• - соответствие текущих измеренных СИКН значений температуры, давления, расхода данным, отраженным в описании типа СИКН;

• - соответствие внесенного в рабочий и резервный ИВК компонентного состава газа компонентному составу газа, приведенному в описании типа СИКН.

• 6.3.2.2 Результаты проверки работоспособности считают положительными, если:

• - отсутствуют сообщения об ошибках;

• - текущие измеренные СИКН значения температуры, давления, расхода находятся в диапазонах измерений, отраженных в описании типа СИКН.

6.4 Определение метрологических характеристик

• 6.4.1.1 Отключают первичный измерительный преобразователь (далее - ИП) ИК, ко вторичной части ИК (включая барьер искрозащиты) подключают калибратор и задают электрический сигнал силы постоянного тока. В качестве контрольных точек принимают точки 4; 8; 12; 16; 20 мА.

• 6.4.1.2 Считывают значения входного сигнала с дисплея ИВК или с монитора АРМ оператора и в каждой реперной точке рассчитывают приведенную погрешность преобразования токового сигнала У₁, %, по формуле

у, = ^1|°“~ ” -100,

I -I

max min

значение тока, соответствующее показанию измеряемого параметра СИКН в z-ой реперной точке, мА;

показание калибратора в z-ой реперной точке, мА;

максимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА;

минимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА.

• 6.4.1.3 Если показания СИКН можно просмотреть только в единицах измеряемой величины, то при линейной функции преобразования значения тока 1^, мА, рассчитывают по формуле

Т — ^^тах ^^т|П . (V — X +1 ^изм ~у      y     '^Л1изм ^Л‘1тт/ ^min »

"^Л‘1тах ^Л1т1п

максимальное значение измеряемого параметра, соответствующее максимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

X - минимальное значение измеряемого параметра, соответствующее inin

минимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

X - значение измеряемого параметра, соответствующее задаваемому аналоговому сигналу силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений. Считывают с дисплея ИВК или с монитора АРМ оператора.

• 6.4.1.4 Результаты определения приведенной погрешности измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА считают положительными, если рассчитанная приведенная погрешность в каждой контрольной точке не выходит за пределы ±0,12 %.

• 6.4.2.1 Отключают первичный ИП и к соответствующему каналу подключают калибратор, установленный в режим генерации импульсов, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

• 6.4.2.2 Фиксируют количество импульсов, накопленное ИВК.

• 6.4.2.3 С помощью калибратора подают последовательность импульсов (импульсный сигнал) из 10000 импульсов, предусмотрев синхронизацию начала счета.

• 6.4.2.4 Считывают значения входного сигнала с дисплея ИВК накопленное значение и рассчитывают абсолютную погрешность Д,, импульсы, по формуле

где Цв._м - количество импульсов, подсчитанное ИВК, импульсы;

^пзад ~ количество импульсов, заданное калибратором, импульсы.

• 6.4.2.5 Операции по 6.4.2.2-6.4.2.4 проводят не менее трех раз.

• 6.4.2.6 Результаты определения абсолютной погрешности СИКН при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) считают положительными, если абсолютная погрешность при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) не превышает ±1 импульс на 10000 импульсов.

• 6.4.3.1 При поверке расходомеров массовых Promass (далее - РМ), входящих в состав СИКН, по документу МП 208-020-2017 «ГСИ. Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500). Методика поверки» относительную погрешность измерений массы брутто нефти Д/, %, рассчитывают по формуле:

<У_м=±^ + <5²+5_г²,                        (4)

где Л - относительная погрешность РМ при измерении массового расхода и массы, %;

<р

£   - относительная погрешность при преобразовании входного импульсного

сигнала, %;

х - относительная погрешность ИВК при измерении интервала времени, %.

• 6.4.3.2 Относительную погрешность при преобразовании входного импульсного сигнала

4, %, рассчитывают по формуле:

<J_v=^-100%,                        (5)

- абсолютная погрешность ИВК при преобразовании входного импульсного сигнала, импульс;

ЛГ - количество импульсов, подсчитанное ИВК, импульс.

• 6.4.3.3 При поверке расходомеров массовых Promass, входящих в состав СИКН. на месте эксплуатации по МИ 3151-2008 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности» или по МИ 3272-2010 «Государственная система обеспечения единства измерений. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности» пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти <5_Ч, %, составляют ±0,25 %.

• 6.4.3.4 Результаты определения относительной погрешности измерений массы брутто нефти считают положительными, если рассчитанное значение относительной погрешности измерений массы брутто нефти не выходит за пределы ±0,25 %.

• 6.4.4.1 Относительную погрешность при измерении массы нетто нефти £М,°/о, определяют по формуле

(6)

8М - относительная погрешность при измерении массы брутто нефти, %; дру - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

в

дру - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей, %;

дру - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %;

• - массовая доля воды в нефти, %;

• - массовая доля механических примесей в нефти, %;

• - массовая доля хлористых солей в нефти, %.

• 6.4.4.2 Абсолютные погрешности измерений массовых долей хлористых солей и механических примесей в нефти, а также содержания воды в испытательной лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015. Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего параметра нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

(7)

где R - воспроизводимость методов определения параметров нефти;

- сходимость методов определения параметров нефти.

Примечание-Значения R и Г приведены в ГОСТ21534-76, ГОСТ6370-83, ГОСТ2477-2014.

• 6.4.4.3 Пределы абсолютной погрешности измерений массовой доли механических примесей АИД , %, вычисляют по формуле

Jr^z -г² -0,5

у .мл мл ⁹ Тг

• 6.4.4.4 Пределы абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей ЛИ⁷, %, вычисляют по формуле

Д»Д=±0,Ь-^,                      (9)

Рн20

где д ду   - пределы абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в

нефти, мг/дм³ (г/м³);

р - плотность нефти, приведенная к стандартным условиям, кг/м³ (измеренная в испытательной лаборатории).

• 6.4.4.5 Пределы абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в

обезвоженной дегазированной нефти , мг/дм³ (г/м³), вычисляют по формуле

• 6.4.4.6 Пределы абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в нефти в

испытательной лаборатории ДИ^, %, вычисляют по формуле

• 6.4.4.7 В случае определения массовой доли воды в нефти по результатам измерений объемной доли воды в нефти влагомерами пределы абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в нефти ДРИ, %, вычисляют по формуле

  ди⁷ = ±

  в

  ь<р.-р.

  (12)

• - пределы абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти влагомером, %;

• - плотность воды, приведенная к рабочим условиям, определяется в испытательной лаборатории, кг/м³;

• - плотность нефти, определенная в испытательной лаборатории и приведенная к условиям измерения объемной доли воды, кг/м³.

• 6.4.4.8 Результаты определения относительной погрешности измерений массы нетто нефти считают положительными, если рассчитанная по формуле (4) относительная погрешность измерений массы нетто нефти не выходит за пределы ±0,35 %.

Результаты поверки СИКН считают положительными, если результаты мероприятий по 6.1-6.4 положительные.

• 7.1 В соответствии с порядком, установлен ным законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений, при положительных результатах поверки СИКН оформляют свидетельство о поверке СИКН (знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН), при отрицательных результатах поверки СИКН - извещение о непригодности к применению.

• 7.2 Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

• 7.3 На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений массы брутто и массы нетто нефти, пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти.

• 7.4 На оборотной стороне свидетельства о поверке указывают фразу: «Результаты поверки СИКН действительны в течение межповерочного интервала, если результаты поверки СИ, входящих в состав СИКН, в течение их межповерочного интервала, установленного при их утверждении типа, удостоверены действующим знаком поверки и (или) свидетельством о поверке, и (или) записью в паспорте (формуляре) СИ, заверяемой подписью поверителя и знаком поверки».

7 из 7