Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН No 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть Приволга»» (MП 0718-14-2017)

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

«СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»

Методика поверки

МП 0718-14-2017

д/"" Р.Н. Груздев /⁷

Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Фролов Э.В.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки предназначена для проведения поверки средства измерений (СИ) «Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»» (далее - система) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Первичная поверка системы вьшолняется 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 системы вьшолняется в процессе ее эксплуатации.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 «Геи. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

Интервал между поверками системы - 12 месяцев.

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

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1  Рабочий эталона 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки преобразователей расхода жидкости ультразвуковых DFX-MM (далее — УЗР), входящих в состав системы, во всем диапазоне измерений.

• 2.2 При осуществлении поверки СИ, входяпщх в состав системы, применяют средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) 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  Поверку системы 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 систему и имеющие квалификационную группу по технике безопасности не ниже П в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

• 4.1.1 При проведении иеиьтгаиий соблюдают требования., определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промьппленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промьппленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промьппленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промьппленности»), 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 отраслевьпии НД;

• - 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 2У апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 12) «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 308У2.9-2002 (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 взрьшозащищенное. 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 308У2.У-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 эксплуэтапли и технического обслужисаиия системы разрабатываются инструкцит по эксплуатации системы, инструкции по видам работ.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

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

Таблица 2 - Метрологические характеристики

• 6.1 При подти товке к повертя поткодят родяты всоо тпетстоии с в^гитсуинией но эксплуатации системы и НД 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 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 (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 еоответствие идентификационных данных программного обеспечения (ПО) системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

• 7.2.2  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ТН-01 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Измерительновычислительный контроллер ИВК ТН-01. Руководство пользователя. RU.AKTH.16.040.004-K01-ИЗ».

• 7.2.3 Для просмотра версии ПО, контрольной суммы и других сведений необходимо вызвать экранную форму «Основное окно» нажатием одноименной кнопки в верхнем меню, затем в открывшейся экранной форме нажать кнопку «Сведения о ПО». На экране появится окно со сведениями о ПО ИВК.

• 7.2.4 На экранной форме «Сведения о ПО» в виде таблицы отображаются идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК. Метрологически значимая часть ПО представлена набором программных модулей, выполняющих определенные вычислительные операции.

• 7.2.5 Идентификация каждого модуля проводится по его наименованию, номеру версии и контрольной сумме. Эти данные указываются в полях «Идентификационное наименование», «Версия» и «Цифровой идентификатор» таблицы.

• 7.2.6 При загрузке ПО ИВК автоматически проверяет целостность программных модулей метрологически значимой части ПО и при установлении соответствия загружает их в память. Факт успешной загрузки модуля отражаетея текстом «Модуль загружен» в поле «Состояние» таблицы.

• 7.2.7 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.

• 7.3 Опробование

  • 7.3.1 Опробование проводят в соответствии с НД 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 Оппеделенне(контроль) мме^<^ро<^1тг^и^<^1^1^1иха{^:^р[^'н^1т^1ст^з^1и

  • 7.4.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

    • 7.4.1.1 Относительную погрещность измерений массы брутто нефти 8М_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам вьшолнения измерений» при косвенном методе динамических измерений вычисляют по формуле

=±1,1x^,²+G²x((5+£^{2 х1}°^4хДГ*) + Д²хП^⁴хДТ²+^5² ,          (1)

где 8_V — пределы допускаемой относительной погрещности измерений объема нефти с применением УЗР, %. За 5_V принимают относительную погрещность УЗР, если сумма остальных составляющих погрешностей измерений нефти является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009-84 «ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений»;

G - коэффициент, вычисляется по формуле

^2х/?хГ>',                                             (2)

1 + 2хДхТ_р                                       ^{4 7}

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

Т_р,Ту - температура нефти на момент поверки при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°С;

8_р — пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с применением преобразователя плотности жидкости измерительного модели 7835 (далее — ПП), ареометра или лабораторного плотномера, %, вычисляется по формуле 5₌Д£.хюо                                   (3)

/3min

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

p_min — нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м3;

АТ_р, АГз — абсолютные погрешности измерений температуры Т_р, Ту ,°С;

8_n - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК, %.

• 7.4.1.2 Значения атносительнькиабсолютных нонешносгейсостевляющихформуны (1) подтверждают свидетельствами об утверждении типа СИ и действующими свидетельствами о поверке.

• 7.4.1.3 Результатповерки признают положительным, если значение относительной погрешности измерений меааы брутто нтфрн нт иитпоииетр ±0,25 %.

• 7.4.2.1  Определение относителеной погрешности измерений мессы нетто нефти проводят ресоетным методом п соответствии с ГОСТ Р 8.595.

• 7.4.2.2 Относительную погрешность измерений мессы нетто нефти системой 8М.,,, %,

вычисляют по формуле

где AT,, - ебсочюрнея погрешность измерений мессовой доли воды в нефти, %, вычисляется по формуле (7);

АЙ%7 - ебсочютеая погрешность измерений мессовой доли мехениоеских примесей в нефти, %, вычисляется по формуле (7);

AW_Xc ~ ебсолютнея погрешность измерений мессовой доли хлористых солей в нефти, %,

вычисляется по формуле

ДЖ,_Г = 0,1х^,                                (5)

Рн

где А(р_хс - ебсочютеея погрешность измерений мессовой концентрецин хлористых солей в нефти, мг/дм³, вычисляется по формуле (7);

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

Wg - мессовея доля воды в нефти, определенняя в чебоиаторин, %;

3М? “ мессовея доля мехееических примесей в нефти, %, определеееея в чебоиаторин; W_xc - мессовея доля хлористых солей в нефти, вычосчяемея по формуле

_0.1*(р_хс

хс хс '

Ря

концентреции хлористых солей и мессовой доли мехееическнх примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применееие покезетелей точности методов испытеенй нефтепродуктов».

• 7.4.2.4 Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствуюшего покезетелей кечестве нефти ебсолютеую погрешность его измерений вычисляют по формуле

где R и г - воспроизводимость и сходимость методе определения соответствуюшего покезетечя кечестве нефти, знечения которых приведены в ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержения воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержен^ хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и приседки. Метод определения мехеннческнх примесей».

1.A2A Относительная погрешность измерений массы нетто нефти системой не должна превьппать ±0,35 %.

• 7.4.3 ООпеддленне метррллгииееких характеррстииСИ, вводдящхв состаасистемы.

  • 7.4.3.1 Определение меерологхеесиха аааатеерисеии ИИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - ИИ и методиис ио поверии

Окончание таблицы 3

• 7.4.3.2 Допускаетсяпроводитькалибровкусчетшка жидкости турбинногоСЮО/'МИТ 97 и преобразователей (дсвчкотк) дсклжнкд иксе EJ* ст оттвкжвовкующсм мжвтдкосм птверок, приведенным в ваблкце 3.

• 8.1 Прк птлтиквельных резульвсвсх птверок тфтрмлдюв овкдевельоввт т птверое оковемы пт фтрме Прклтиенкд 1 дтоуменвс «Птрддто пртведенкд птверок оредовв кзмеренкй, вребтвснкд о знсоу птверок к отдериснкю авкдетельатвс т птверое», уввериденнтгт Пркосзтм Мcнпртмттргс Ртоокк от 2 кюлд 2015 г. № 1815.

• 8.2 Нс тбтротнтй овтртне авкдетельатвс т птверое оковемы указывсют пределы дтпуооаемтй отнтоквельнтй птгрешнтатк кзмеренкй мсооы (Сруввт, невто) нефвк, с всоие дкспсзтн кзмердемтгт рсоходс оковемы, тпределдющкйод знсченкямк мcнкмальнтгт к мсоокмальнтгт рсоходс. Зс знсченке мкнкмальнтгт рсохтдс сркнкмают мкнкмсльный рсохтд тогт УЗР, у ктттртгт рсохтд оредк воех рсбтчкх УЗР нскменьшкй (отглсонт овкдетельотвам тб кх птверое), клк знсченке мкнкмальнтгт рсохтдс, уксзсннтгт в тпcаснcк вкпс оковемы, еолк тнт бтльше. Зс знсченке мсоокмальнтгт рсохтдс сркнкмают оумму мсоокмсльных рсахтдтв УЗР, уовснтвленных нс рсбтчкх cзмерктельных лкнкдх оковемы (отглсонт овкдетельатвам тб кх птверое), клк знсченке мскакмальнтгт рсохтдс, указсннтгт в тскоснкк вкпс оковемы, еолк тнт меньше.

• 8.3 Зиси птверок нантаcтод нс авкдетельатвт т птверое оковемы.

• 8.4 Прк твркцсвельных ьезультатах птверок оковему о эоослустсцкк не дтпуооают, авкдетельотвт т птверое сннулкруюв к вьщсюв cзвещенке т непркгтднтотc пт фтрме Прклтиенcд 2 дтоуменвс «Птрлдто сртведенкд птверок оредовв кзмеренкй, требтванкд о знсоу птверок к отдери-снкю авкдетельатва т птверое», утвериденнтгт Пркосзтм Мcнпртмттргс Ртаакк от 2 кюлд 2015 г. № 1815.

10