Методика поверки «СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 433 НА ЛПДС «ЯРОСЛАВЛЬ» ООО «ТРАНСНЕФТЬ БАЛТИКА»» (ΜΠ 1027-14-2019)

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 по развитию ФГУП «ВНИИР» тжд.

-----

___А С. Тайбинский

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 433 НА ЛПДС «ЯРОСЛАВЛЬ» ООО «ТРАНСНЕФТЬ - БАЛТИКА»

Методика поверки

МП 1027-14-2019

Начальник,НИО-14 ФГУП «ВНИИР»

_____Оу      Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2019

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Ягудин И.Р.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 433 на ЛИДС «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика» (далее - СИКН), и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверка СИКН проводится на месте ее эксплуатации в диапазоне измерений расхода, указанном в описании типа на СИКН.

Допускается проводить поверку СИКН в меньшем диапазоне измерений расхода, чем указано в описании типа на СИКН. При этом диапазон измерений расхода СИКН определяется диапазоном измерений расхода, в которых проведена поверка рабочих преобразователей расхода турбинных НТМ10 (далее - преобразователи расхода), входящих в состав СИКН.

За значение минимального расхода СИКН принимают значение минимального расхода того преобразователя расхода, у которого значение расхода меньше (согласно свидетельству о поверке) или значение минимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно больше.

За значение максимального расхода СИКН принимают значение суммы максимального расхода рабочих преобразователей расхода (согласно свидетельствам о поверке) или значение максимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно меньше.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Если очередной срок поверки средства измерений (СИ) из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, или появилась необходимость проведения внеочередной поверки СИ, то поверяется только это СИ, при этом поверку СИКН не проводят.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Основные средства поверки СИКН

  • 2.1.1 Рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Минпромторга РФ от 07.02.2018 № 256 (часть 2), с диапазоном расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки преобразователей расхода, входящих в состав СИКН, в рабочем диапазоне измерений.

• 2.2 При проведении поверки применяют средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 2.3 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в документах на поверку СИ.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

- документами «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ

Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101), «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 27.12.2012 № 784), а также другими действующими отраслевыми документами;

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

Поверка СИКН осуществляется на месте ее эксплуатации.

При проведении поверки соблюдают условия, приведенные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Характеристики (показатели) измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по

данным актов приема-сдачи нефти.

Таблица 2 - Характеристики (показатели) СИКН и измеряемой среды

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

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

надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• - СИ, входящие в состав СИКН, должны иметь действующие свидетельства о поверке и (или) знаки поверки, а также эксплуатационно-техническую документацию.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

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

  • 6.2.2  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством оператора в следующей последовательности:

а) включить питание, если питание было выключено;

б) дождаться после включения питания появления на дисплее главного меню или войти в главное меню;

в) в главном меню выбрать пункт меню «Основные параметры»;

г) выбрать пункт меню «Просмотр»;

д) выбрать пункт меню «О программе», на экране появится диалоговое окно с информацией о ПО.

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «Форвард «Рго» проводят в соответствии с руководством пользователя в следующей последовательности:

а) в основном меню, расположенном в верхней части экрана монитора АРМ оператора, выбрать пункт меню «О программе»;

б) нажать кнопку «Модули», на экране появится диалоговое окно с информацией о ПО.

• 6.2.4 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.

В случае, если идентификационные данные ПО СИКН не соответствуют данным указанным в описании типа на СИКН, поверку прекращают. Выясняют и устраняют причины вызвавшие несоответствие. После чего повторно проверяют идентификацию данные ПО СИКН.

• 6.3 Опробование

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

  • 6.3.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКН 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 «Форвард «Рго» СИКН путем визуального контроля меняющихся значений измеряемых величин на дисплее компьютера АРМ оператора «Форвард «Рго»;

• - проверяется работоспособность запорно-регулирующей арматуры путем ее открытия и закрытия;

• -  используя принтер компьютера АРМ «Форвард «Рго» оператора СИКН, распечатываются пробные отчеты (протоколы поверки, оперативные отчеты).

• 6.3.3 Проверка герметичности СИКН.

Оперативным персоналом путем визуального осмотра проверяется отсутствие утечек измеряемой среды через элементы оборудования и СИ СИКН.

На элементах оборудования и СИ СИКН не должно наблюдаться следов измеряемой среды.

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

• 6.4 Определение метрологических характеристик

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

Поверку преобразователей расхода, преобразователей плотности жидкости измерительных модели 7835, преобразователей плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829, влагомеров нефти поточных УДВН-1пм, анализатора серы общей рентгеноабсорбционного в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT, расходомеров ультразвуковых UFM 3030, преобразователей измерительных Rosemount 644 в комплекте с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065, датчиков давления КМ35, ИВК, установки поверочной трубопоршневой двунаправленной OGSB, манометров показывающих для точных измерений МПТИ, манометров для точных измерений МТИ, термометров электронных ЕхТ-01 и термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами на поверку, приведенными в их описаниях типа.

Данные СИ должны быть снабжены разрешительными документами (свидетельства о поверке) или записями о положительных результатах поверки и средствами защиты (пломбировки) в соответствии с их описаниями типа и методиками поверки.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы брутто нефти

  • 6.4.2.1 Относительную погрешность СИКН при измерениях массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», определяют по формуле:

6М₅ = ±1,l^SV²+G² (5 р² + р²10⁴ ДТ²) + р²10⁴ ДТ²+3N²                   (1)

где 3V - относительная погрешность измерений объема нефти, %.

За 8V принимают относительную погрешность измерений объема нефти, если сумма остальных составляющих погрешностей измерений нефти является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009-84 «ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений».

5р      - относительная погрешность измерений плотности нефти, %.

AT_pIAT_v - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях его плотности и объема соответственно, °C.

Р       - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (приложение А, ГОСТ

Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»).

5N - предел допускаемой относительной погрешности ИВК, %. G      - коэффициент, вычисляемый по формуле

_g,1 + 2PT_v

1 + 2рТ_р температура нефти при измерениях его объема и плотности, °C.

• 6.4.2.2 Относительная погрешность СИКН при измерениях массы брутто нефти 8М_6р не должна превышать ± 0,25 %.

• 6.4.3 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы нетто нефти.

  • 6.4.3.1 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы нетто нефти проводят расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595, по формуле

    где ЗМ_Б

    AW_B

    AW_XC

    Р<рхс

    Афхс

    AW_Mn

    ^RB ’

    ^RMn

    

    относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

    (3)

    абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти при измерениях в лаборатории, %, вычисляется по формуле

    

    (4)

    абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляется по формуле

    AW_XC=O,1-^,                     (5)

    Рфхс

    плотность нефти при условиях измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³;

    - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей, мг/дм³, вычисляется по формуле д + V^RXC

    Афхс ^—                  ’                             (6)

    абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляется по формуле

    AW _{= +} ^^Км^п~^гм^п,°’⁵-                      п\

    • - воспроизводимость методов определения массовой доли воды, массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей» и ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» соответственно (воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей Rxc принимают равной удвоенному значению сходимости г_хс);

    • -  сходимость (повторяемость) методов определения массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических

Рфхс

массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³ (г/м³); массовая доля механических примесей в нефти, %.

• 6.4.3,2 Относительная погрешность СИКН при измерениях массы нетто нефти ЗМ_Н не должна превышать ± 0,35 %.

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН по форме приложения 1 «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815.

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений объемного расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме приложения 2 «Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02. 07.2015 г. № 1815.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №____________ Стр.

Наименование средства измерений:__ __

Тип, изготовитель:__________________________________________________________________

Заводской номер:________________________________________________________________

Владелец:______________________________________________________________________

Наименование и адрес заказчика:

Методика поверки:___ _______

Место проведения поверки:___________________________________________________

Поверка выполнена с применением:_________________________________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

• 1. Внешний осмотр: ___________(соответстаует/не соответствует)

• 2. Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКН:___(соответствует/не соответствует)

• 3. Опробование:________(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение метрологических характеристик

4.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

Таблица 1 - Результаты измерений и вычислений

Результат вычислений относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН установленным пределам:__________ (соответетвует/не соответствует)

4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН Таблица 2 - Результаты измерений и вычислений

Результат вычислений относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН установленным пределам:    ___________________ (соответствует/не соответствует)

должность лица, проводившего поверку                       подпись                           Ф.И.О.

9