Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти»» (ΜΠ 0719-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти»

Методика поверки

МП 0719-14-2017

с изменением № 1

Начальник НИО-14

_____^// Р.Н. Груздев

Тел. (843) 299-70-52

Казань

2019

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛЬ

УТВЕРЖДЕНА

Фролов Э.В.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки предназначена для проведения поверки средства измерений (СИ) «Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти» (далее - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Первичная поверка СИКН выполняется согласно части 1 ст. 13 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и Приказа Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815 до ввода ее в эксплуатацию, а также после ее ремонта.

Периодическая поверка СИКН проводится в процессе ее эксплуатации.

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 1 - Операции поверки

• 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки преобразователей расхода турбинных НТМ (далее - ПР), входящих в состав СИКН, во всем диапазоне измерений.

• 2.2 Средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

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

(Измененная редакция, Изм. № 1)

• 3.1 Поверку СИКН проводят лица, аттестованные в качестве поверителя, в соответствии с областью аккредитации в установленном порядке.

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

• 4.1 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 ию.ля 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 блок-бокса блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК) относится к категории А, площадка блока измерительных линий (БИЛ) и узла подключения передвижной поверочной установки (ППУ) - А, операторная - Д, по классу взрывоопасных зон согласно Правилам устройства электроустановок - помещение блок-бокса БИК относится к классу В-1а, площадка БИЛ и узла подключения ППУ - В-1а, 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 СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудовано 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 СИКН разрабатываются инструкция по эксплуатации СИКН, инструкции по видам работ.

• 5 Условия поверки

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

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

Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКН

Таблица 3 - Основные технические характеристики СИКН

Окончание таблицы 3

• 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 Проведение поверки

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

  • 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 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 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».

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

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

(Измененная редакция, Изм. № 1)

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

• 7.2.2  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Руководство оператора. РХ.7000.01.02 РО».

  • 7.2.2.1 Для просмотра версии ПО, контрольной суммы, общего времени работы и других сведений необходимо в строке меню выбрать «Контекстное меню» (3 вертикальных точки в правом верхнем углу экрана), затем выбрать пункт «О программе». На экране появится окно со сведениями о ПО ИВК.

  • 7.2.2.2 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 СИКН для ИВК.

• 7.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.

  • 7.2.3.1 Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора СИКН проводят в соответствии с Инструкцией пользователя АРМ оператора.

  • 7.2.3.2 Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора СИКН необходимо на экране монитора компьютера АРМ оператора СИКН нажать правой кнопкой мыши на эмблеме организации в правом верхнем углу.

  • 7.2.3.3 На экране откроется панель, содержащая информацию о наименовании ПО, номере версии ПО, имени файла и его контрольной суммы.

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

• 7.3 Опробование

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

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

  • 7.3.3 Проверяют герметичность СИКН.

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

  • 7.3.5 При обнаружении следов измеряемой среды на элементах оборудования или СИ поверку прекращают и принимают меры по устранению утечки измеряемой среды.

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

  • 7.4.1.1 Определение метрологических характеристик ТПР (регистрационный № в

Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 56812-14), преобразователей давления измерительных 3051 (регистрационные №  14061-10,  14061-15), датчиков температуры Rosemount 3144Р

(регистрационный №  39539-08), преобразователей плотности и вязкости жидкости

измерительных (мод. 7827, 7829) (регистрационный № 15642-06), плотномеров фирмы Шлюмберже, состоящих из преобразователя плотности типа 7835 и центрального блока обработки информации типа 7925 (регистрационный № 13424-92), влагомеров нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный №  14557-05), расходомера ультразвукового UFM 3030

(регистрационный № 48218-11), анализатора серы общей рентгеноабсорбционного в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT (регистрационный № 47395-11), ИВК (регистрационный № 53852-13), показывающих средств измерений температуры и давления, преобразователей плотности жидкости измерительных модели 7835 (регистрационный № 15644-01), преобразователей плотности жидкости измерительных модели 7835 (регистрационный № 52638-13) проводят в соответствии с документами на поверку и с периодичностью, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ.

• 7.4.1.2 Результат поверки СИКН считают положительным, если все СИ, входящие в состав СИКН, на момент проведения поверки СИКН поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

7А.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

• 7.4.2.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 5М_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 вычисляют по формуле

= ± 1,1 ■ ^<5К² + G² ■ <<5р² +    • 10⁴ • Л7;²; + jff² ■ 10⁴ • ЛГ_И² + <5№ ,     (1)

где - относительная погрешность измерений объема нефти, %. За принимают относительную погрешность ПР, если сумма остальных составляющих погрешностей измерений нефти является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009-84 «ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений»;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1 + 2-/?-т;

1 + 2.^-^ ’

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

Т_р,Т_у - 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, %, вычисляют по формуле

<J_p=-A-100,                                  (3)

/'min

где Лр - пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователя плотности, кг/м³ (из свидетельства о поверке преобразователя плотности);

- нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м³;

ДТ_р, - абсолютные погрешности измерений температуры T_p,T_v,°C;

3N - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК, %.

• 7.4.2.2 Значения относительных и абсолютных погрешностей составляющих формулы (1) подтверждают свидетельствами об утверждении типа СИ и действующими свидетельствами о поверке.

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

• 7.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

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

• 7.4.3.2 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8М_Н, %, вычисляют по формуле

  
  

где АРГ_В - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %, определенная по формуле (7);

- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, определенная по формуле (7);

АРР_Л-_С - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

где А^?_Л(- - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, вычисляемая по формуле (7), мг/дм³;

р - 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, %, вычисляемая по формуле

^ = 0,1--^, (6)

?4>хс

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

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

• 7.4.3.3 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».

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

₊ Д?²-г²-0,5

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

• 7.4.3.5 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».

(Измененная редакция, Изм. № 1)

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

Примечания

• 1. Абсолютную погрешность измерений плотности нефти при расчете значений абсолютных погрешностей измерений массовых долей воды и хлористых солей не учитывают ввиду ее малого влияния.

• 2. Погрешность дМ_н достигает максимального значения при максимальных значениях массовых долей воды, хлористых солей, механических примесей и минимальном значении плотности нефти.

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

• 8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

  • 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с документом «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 средств измерений).

  • 8.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Порядком проведения поверки СИ.

  • 8.3  Особенности конструкции СИКН не позволяют нанести знак поверки непосредственно на СИКН. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или на паспорт (формуляр) СИКН.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

10