Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти № 1514» (MП 1054-14-2019)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1514 Методика поверки

МП 1054-14-2019

Начальник НИО-14

_ Р.Р. Нурмухаметов

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2019

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Загидуллин Р.И.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 1514 (далее - СИКН) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок СИКН на месте ее эксплуатации.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица 1 - Операции поверки

2 Средства поверки

• 2.1 Рабочий эталон 1 разряда по части 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 2018 г. № 256.

• 2.2 Средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН.

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

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовой кодекс Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральные нормы и правила 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»), Руководство 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 нормативными документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральный закон 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 -Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей;

- в области охраны окружающей среды - Федеральный закон Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями методик поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие параметров измеряемой среды, указанных в таблице 2, проверяют по данным паспортов качества нефти.

Таблица 2 - Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и методиками поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид, а также наличие эксплуатационной документации и действующих знаков поверки, нанесенных на СИ. входящих в состав СИКН. и (или) свидетельства о поверке и (или) паспорта (формуляры), и контролируют выполнение требований к монтажу СИ и компонентов СИКН.

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

• 6.1.2 При проверке внешнего вида должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих их применению;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и соответствовать эксплуатационной документации.

• 6.1.3 При проверке эксплуатационной документации проверяют наличие:

• - паспорта на СИКН;

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

• 6.1.4 СИ, входящие в состав СИКН, должны иметь действующие знаки поверки, нанесенные на СИ и (или) свидетельства о поверке и (или) паспорта (формуляры).

• 6.1.5 Контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКН.

• 6.1.6 СИКН не прошедшая внешний осмотр, к дальнейшей поверке не допускается.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН.

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

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

• - включить питание ИВК, если питание было выключено;

• - дождаться после включения питания появления на дисплее ИВК главного меню или войти в главное меню;

• - в главном меню нажатием клавиши «5» выбрать пункт меню 5 «SYSTEM SETTINGS»;

• - нажатием клавиши «7» выбрать пункт меню 7 «SOFTWARE VERSION»;

нажатием клавиши «Стрелка вправо» и «Стрелка влево» получить идентификационные данные с дисплея:

VERSION CONTROL FILE CSUM - цифровой идентификатор ПО;

VERSION CONTROL APPLICATION SW - номер версии (идентификационный номер ПО).

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора проводят в следующей последовательности:

Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора необходимо на мониторе АРМ оператора в среде отображения SCADA ТЕКОН в левом боковом меню нажать клавишу «Контрольные суммы».

• 6.3 Опробование

  • 6.3.1 Опробование проводят в соответствии с методиками поверки СИ, входящих в состав СИКН.

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

• - проверяется наличие электропитания элементов СИКН и средств 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 печатающее устройство с компьютера АРМ оператора СИКН, распечатываются пробные отчеты (протоколы поверки и др. отчеты).

• 6.3.3 Проверяют герметичность СИКН.

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

6.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

• 6.4.1 Поверку счетчиков-расходомеров массовых «ЭМИС-МАСС 260» (далее - СРМ), термопреобразователей сопротивления Rosemount 0065, преобразователей измерительных Rosemount 3144Р, преобразователей температуры программируемых ТСПУ 031, датчиков давления Метран-150, преобразователей плотности и расхода CDM модификации CDM100P, влагомеров поточных ВСН-АТ, преобразователей плотности и вязкости FVM, термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4, манометров показывающих для точных измерений МПТИ, манометров избыточного давления показывающих МП-У, контроллеров измерительных FloBoss S600+, преобразователей измерительных серии К, преобразователей измерительных частоты с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К, расходомера-счетчика ультразвукового OPTISONIC 3400, установки трубопоршневой двунаправленной ТПУ СГА, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с методиками поверки, приведенными в их описаниях типа.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН.

При прямом методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН,       %, принимают равной относительной погрешности

измерений массы брутто нефти СРМ.

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

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8М_НЧ %, вычисляют по

где      - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %,

вычисляют по формуле (6); при измерении объемной доли воды поточным влагомером вычисляется по формуле

где Д^_д - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды поточным влагомером, %;

р_н - плотность воды при условиях измерений (р_в, кг/м³;

р^н_н - плотность нефти при условиях измерений (р_в, кг/м³;

ДИ\_//7 - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

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

ДИ'_АС=0,1^,                         (3)

Рн

где &хр_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³;

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

W_B - массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории, %, при измерении объемной доли воды поточным влагомером массовая доля воды в нефти W_B вычисляется ИВК по формуле

(4) Рн

где (р_в - объемная доля воды в нефти, измеренная поточным влагомером, %;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

- массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и вычисляемая по формуле

(5)

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 нефтепродуктов».

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

показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

(6)

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 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей».

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

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

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН по форме Приложения 1 «Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 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.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 «Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному 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 СИКН:________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Опробование:______________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение (контроль) метрологических характеристик

  • 4.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

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

4.2 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы нетто нефти Таблица 1 - Результаты измерений и вычислений

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

9