Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 520 ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ» ООО «ЛУКОЙЛ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»» (МП 0073-14-2013)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 520 ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ» ООО «ЛУКОЙЛ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

Методика поверки

МП 0073-14-2013

с изменением № 1

НачальникЛИО-14 ФГУП «ВНИИР»

______Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2016

Изменение № 1 утверждено ФГУП «ВНИИР» 11 мая 2016 г.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 520 ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» (далее - СИКН), предназначенную для измерений массы и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и ОАО «АК «Транснефть», и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

2 Средства поверки

• 2.1 При проведении поверки применяют средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 2 настоящей инструкции.

• 2.2 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в НД, приведенных в таблице 2 настоящей инструкции.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», введенные в действие Приказом от 12.03.2013г. № 101 Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом № 69-ФЗ от 21 декабря 1994 г. «О пожарной безопасности», «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 25.04.2012г. № 390, СНиП 21.01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» с изменением № 2 2002 г.;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Приказ Минтруда России от 24.07.2013 № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», VII-ое издание, 2003 г.;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ от 10.01.2002 года и другими действующими законодательными актами на территории РФ, а также другими действующими отраслевыми НД;

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

(Измененная редакция, Изм. № 1)

Поверка проводится в условиях эксплуатации СИКН.

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

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

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

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

Проводят проверку ПО СИКН на соответствие сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - ИВК) проводят в соответствии с их руководством по эксплуатации в следующей последовательности:

а) включить питание ИВК, если питание было выключено;

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

в) в главном меню нажатием клавиши «5» выбрать пункт меню «5. SYSTEM SETTINGS»;

г) нажатием клавиши «7» выбрать пункт меню «7. SOFTWARE VERSION»;

д) нажатием клавиши «Стрелка вправо» и «Стрелка влево» получить идентификационные данные со следующих экранов:

• 1) «VERSION CONTROL FILE CSUM» - контрольная сумма;

• 2) «VERSION CONTROL APPLICATION SW» - версия программного обеспечения ИВК.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

• 6.2.2 Проверку ПО «АРМ оператора ПСП» проводят в следующей последовательности: а) на дисплее компьютера АРМ оператора ПСП, в левом нижнем углу экрана, навести

курсор на значок «о программе». В открывшемся окне отобразится информация:

• 1) разработчик;

• 2) идентификационная версия ПО.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

• 6.2.3 Проверку ПО «АРМ оператора СИКН» проводят в следующей последовательности:

а) на дисплее компьютера АРМ оператора СИКН, в левом верхнем углу экрана, навести курсор на значок «о программе». В открывшемся окне отобразится информация:

1) разработчик;

2) версия ПО;

• 3) контрольная сумма.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

• 6.2.4 Полученные результаты идентификации ПО СИКН должны соответствовать данным, указанным в описании типа на СИКН.

6.3 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.

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность получения отчета.

• 6.4.3 Проверяют герметичность СИКН.

На элементах и компонентах СИКН не должно быть следов протечек измеряемой среды.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

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

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

Таблица 2

Окончание таблицы 2

(Измененная редакция, Изм. № 1)

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН ЗМ_Б, %, определяют косвенном методе динамических измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», по формуле

ЗМ_Б= ±1,1 ^SV² +G² • (Зр² +в² •IO⁴ • АТ²) + в² -10⁴ • АТ 2 + 3N² ,

относительная погрешность измерений объема нефти ПР, % (максимальное значение погрешности из свидетельств о поверке ПР);

относительная погрешность измерений плотности нефти, %, вычисляется по формуле

Зр = ^Ар -100,                                      (2)

^Р

абсолютная погрешность ПП, кг/м³ (максимальное значение погрешности из свидетельства о поверке ПП);

минимальное значение плотности нефти в процессе поверки СИКН, кг/м³;

абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях плотности и объема соответственно, °С (максимальное значение погрешности из свидетельств о поверке средств измерений температуры);

коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (принимается по таблице 3);

пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении массы нефти, %;

коэффициент, вычисляемый по формуле

G = ^{1+2 - в - T}v ,                                            (

1+2 • р • Т_р

температура нефти при измерениях плотности и объема соответст-

венно,°С.

Таблица 3

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

Результаты определения относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН оформляют протоколом в соответствии с Приложением А настоящей инструкции.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти СИКН ЗМ_Н, %, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.595 по формуле

ЗМ_Н = ±1,1 •

- относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %, вычисленная по формуле (1);

AW      - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, при

измерении объемной доли воды ВП, %, вычисляется по формуле

ДWв =^в1Рв ,                           (5)

^РФв

При измерении массовой доли воды в лаборатории, рассчитывается в соответствии с рекомендацией «ГСИ. Нефть. Методика выполнения измерений массовой доли воды в лаборатории физико-химических исследований ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» при учетных операциях на КУУН № 520», утвержденной ФГУП ВНИИР 14 июля 2006 г.;

р          - плотность воды, кг/м³ (принимается равной 1000 кг/м³);

• -  значение плотности нефти при условиях измерений объемной доли воды, кг/м³;

• -  пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти ВП, % (максимальное значение погрешности из свидетельства о поверке ВП);

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

AW_Xc = 0,1-—^Фхс ,                            (6)

Pv

• -  среднее значение плотность нефти за смену при условиях измерений объема нефти, кг/м³;

• -  пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой концентрации хлористых солей, мг/дм³ (г/м³), вычисляется по формуле

*    Ж - ^гХс •^0,5

^—Фхс = ± “----------^{,                         (7)}

- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических приме-

сей, %, вычисляется по формуле

= +

5

_{R , R} - воспроизводимость методов определения массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОсТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» и ГОсТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей» соответственно;

_{r , r}      - сходимость методов определения массовой концентрации хлористых со

лей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОсТ 21534 и ГОсТ 6370 соответственно;

W        - массовая доля воды в нефти, %, измеренная в лаборатории. При измере

нии объемной доли воды ВП, вычисляется по формуле

W = ^фВ • ^Рв

^VVB              ?

^РФв

При измерении массовой доли воды в лаборатории, рассчитывается в соответствии с рекомендацией «ГСИ. Нефть. Методика выполнения измерений массовой доли воды в лаборатории физико-химических исследований ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» при учетных операциях на КУУН № 520», утвержденной ФГУП ВНИИР 14 июля 2006 г.;

W - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

Wxc = 0,1-^Фхс ,                             (10)

Pv

W_Mn      - массовая доля механических примесей в нефти, %.

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

Результаты определения относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН оформляют протоколом в соответствии с Приложением А настоящей инструкции.

• 7.1 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 СИ).

На лицевой стороне свидетельства о поверке СИКН наносят знак поверки.

На оборотной стороне свидетельства о поверке указывают диапазон измерений расхода, пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто), наименование и ИНН владельца СИНК.

Результаты поверки СИКН оформляют протоколом согласно приложению А. Протокол, закрепленный личной подписью поверителя и оттиском поверительного клейма, прилагают к свидетельству о поверке СИКН как обязательное приложение.

• 7.2 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.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

(обязательное)

поверки СИКН измерений количества и показателей качества нефти № 520 ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

Заводской номер:

Наименование организации владельца:

Измеряемая среда:

Количество измерительных линий: Диапазон измерений расхода: от до    м³/ч

Р Результаты измерений и вычислений при определении относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Р Результаты измерений и вычислений при определении относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Подпись лица, проводившего поверку: _________________________ (Ф.И.О.)

Дата проведения поверки: ___________

10