Методика поверки « ИНСТРУКЦИЯ Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН No 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть- Приволга»» (MП 0663-14-2017)

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти

«СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»

Методика поверки

МП 0663-14-2017

Нач^тиши ЦИО-14

Р.Н. Груздев /Л

Тел. отдела: +7 (8431 299-70-52

Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левина А.П.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средства измерений «Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»» (далее -СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Первичная и периодическая поверка системы и средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН 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 2015 г. № 1815.

Поверка СИКН проводится на месте ее эксплуатации. Поверку СИКН допускается проводить в меньщем диапазоне измерений расхода нефти, чем указано в описании типа на СИКН.

При этом диапазон измерений массы нефти СИКН определяется значениями минимального и максимального расхода. За значение минимального расхода принимают минимальный расход того преобразователя расхода, у которого расход среди всех рабочих преобразователей расхода наименьший (согласно свидетельствам об их поверке), или значение минимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму максимальных расходов преобразователей расхода установленных на рабочих измерительных линиях СИКН (согласно свидетельствам об их поверке), или значение максимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно меньше.

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

При поверке СИ в ограниченном 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 СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками СИ из состава СИКН, за исключением термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 12 месяцев.

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

Интервал между поверками двунаправленной трубопоршневой поверочной установки для жидкостей фирмы «Daniel» Ду от 8» до 42» - 24 месяца

• 1.1 П]^и проведении поверки выпсоэиягюг операции, тiриведениые в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Продолжение таблицы 1

2         поверки

• 2.1  Рабочий эталон 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, DFX-LV (модели DFX10) и счетчиков ультразвуковых ALTOSONIC-5 (мод. ALTOSONIC-5M), входящих в состав СИКН во всем диапазоне измерений.

• 2.2 При проведении поверки СИ в составе СИКН применяют средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 5 настоящей инструкции.

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

• 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 систему и имеющие квалификационную группу по технике безопасности не ниже II в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

• 3.3 Поверитель, выполняющий работы по проверке защиты программного обеспечения, должен пройти обучение по методам проверки защиты программного обеспечения СИ в соответствии с приказом Госстандарта № 2938 от 17 июня 2011 г.

• 4.1 При проведении поверки соОлгюдтю'гтреОоваиия, 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 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 промышленное™»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об завершении 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», 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 -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 Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 4.3 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при вьшолнении измерений, должны иметь взрьшозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0-2002 «Электроооборудование взрьшозащищенное. Часть 0. Общие требования»

• 4.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действуюпщм электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

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

• 5.2  Характеристики СИКН при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики СИКН и измеряемой среды

Продолжение таблицы 2

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

• 7.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

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

• 7.1.2 При проверке внепшего 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».

• - СИ, входящие в состав СИКН поверяют в соответствии с методиками поверки, указанными в таблице 5.

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

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

7.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН

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

• 7.2.1.1 Идентификационные данные ПО СИКН должны соответствовать сведениям, приведенным в таблицах 3,4.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора

• 7.2.1.2 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

• 7.2.1.3  Определение идентификационных данных ПО проводят в соответствии с технической документацией на СИКН.

• 7.2.1.4  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Руководство оператора. РХ.7000.01.04 РО».

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 Опреддпенисииднтификационных данных ПО тА’РТ оператора.

• 7.2.2.1 Oпpeдeлппиенленон фикаииогшыц данных ПО АРМ oпepaтoррCИ'HII пpoвoдяео соответствии с инструкцией пользователя АРМ оператора.

Для просмотра одеIIтофокaциoннык. данник ПО АРМ оператора СИКН необходимо на мониторе нажать левой кнопкой мьппи на эмблеме органдзаиид в правом верхнем углу.

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

Результаты проверки считаются положительными, если показания АРМ и СИ устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в журналах сообщений АРМ и ИВК отсутствует информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблицах 3,4.

• 7.3 Опробование

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

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

• - проверяется наличие электропитания на элементах СИКН и средствах 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 принтер компьютера АРМ оператора СИКН, распечатываются пробные отчеты (протоколы поверки, оперативные отчеты).

• 7.3.2 Проверяют герметичность СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на СИКН. СИКН считается вьщержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления. 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 Опреддление ооноситедплюй погрешности измереннймассы ббутто нефти СИКН.

Определение относительнгй погрешности измерений массы брутто оефтй СИКН 8М_б, %, в сггтветствйи с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Мсссс нефти и нефтепродуктов. Общие требования к аетодиксм выполнения измерений» рри косвенном методе динсмическйх измерений мссры брутно нефти с ррименениеа ррегбразгвателей расхода жидкости ультразвуковых DFX-MM, DFX-LV (модели DFX10) и счетчиков ультразвуковых ALTOSON1C-5 (мод. ALTOSONIC-5M) (далее - УЗР) и преобразователя пегтностй жидкости измерительногг мгделй 7835, 7845, 7846, 7847 (модели 7835) йлй преобразователя плотоости жидкости измерительного модели 7835, 7845, 7847 (модели 7835) (далее - ПП) с учетом гтнгсйтельной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы брyгно нефти ИВК и проводят по формуле

где 8у — пределы допускаемой относительоой пгруешоости измерений объема нефти с применением УЗР, %;

G — коэффициент, вычисляется по формуле

+ 2-P-T_v

^J 1 + 2-B-—T где (3 — коэффициент объемного расширения нефти, 1/'°С (Приложение А ГОСТ Р 8.595);

T_p,T_v - температура нефти на момент поверки при измерениях плотности и объема нефти соответственно,^;

8_р — пределы допускаемой относителъной погрешности измерений плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера, %, вычисляется по формуле ^=^-1.100                                           (3)

Pmin

где А/э - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, ареометра или лабораторного плотномера, кг/м³;

Pmin “ нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м3;

АТ_р, АГ3 - абсолютные погрешности измерений температуры Т, Ту ,°С;

6_N - пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы брутто нефти,

%.

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

• 7.4.2 Определениедтносительнойпогрешностиизмерений массыйеттонефти СИКН.

Относительную погиешность измерений массы нетто нефти СИКН 8M,,, %, вычисляют

по формуле

где ДЖ_В - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляется по формуле (7);

AW_Mn ~ абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, вычисляется по формуле (7);

AW_XC — абсолютная оогрепшость измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %,

вычисляется по формуле

АЖ = 0 1 ■ ^A<Z>XC

^1лгг ХС U’¹ ХС ’

Рн

где А(р_хс — абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм3, вычисляется по формуле (7);

p^x_H^L — плотность нефти при условиях измерений <р_хс, кг/м3.

Жд - массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории, %;

Xмп ~ массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

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

(6)

где (р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дмЗ, 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

где 7? и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65 «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 %.

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

Определение метрологических характеристик СИ, входяших в состав СИКН, проводят в соответствии с документами, приведенными в таблице 5.

Таблица 5 - СИ и методики их поверки

Продолжение таблицы 5

Продолжение таблицы 5

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

• 8.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН по форме Приложения 1 «Порядока 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 СИ).

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.

• 8.3 При отрицательных результатауповехки СИкН к эксплуатации не допнекдот, 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         02.07.2015         №         1815.

I