Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 730» (МП 0362-14-2015)

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

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 730 Методика поверки

МП 0362-14-2015

Казань

2015 г.

Загидуллин Р.И., Ягудин И.Р.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 730 (далее - система), принадлежащую ООО «Транснефть -Порт Козьмино» и предназначенную для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций ООО «Транснефть - Порт Козьмино» при отгрузке нефти в танкеры и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица! - Операции поверки

2 Средства поверки

• 2.1 Средства поверки системы

• 2.1.1 Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ) с верхним пределом объемного расхода 4000 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.

• 2.1.2 Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5-10’⁴ в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5-10⁸ имп.

  • 2.2 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки средств измерений (СИ) утвержденных типов в соответствии с нормативными документами (НД) на методики их поверки, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной методике поверки.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

- «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 г. № 784), а также другие действующие отраслевые НД;

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

• -  правилами технической эксплуатации электроустановок;

• -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

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

Характеристики 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.

Таблица2 - Характеристики системы и измеряемой среды

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

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и/или пломб, несущих на себе оттиски поверительных клейм, и эксплуатационно-технической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

• -  комплектность системы должна соответствовать технической документации;

• -  на компонентах системы не должно быть механических повреждений и дефектов, препятствующих применению;

• -  надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.3.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описание типа на систему

• 6.3.2 Для просмотра идентификационных данных ПО измерительно-вычислительного комплекса ИМЦ-03 (далее - ИВК) в меню «Основное меню» выбрать пункт «Просмотр 2». В меню «Просмотр 2» выбрать пункт «Версия программы».

На экран выводится следующая информация:

• - наименование ИВК;

• - наименование и обозначение реализованных алгоритмов вычислений;

• - номер версии программы;

• - значение контрольной суммы CRC32.

• 6.3.3 Определение идентификационных данных комплекса ПО верхнего уровня «Форвард» проводят в следующей последовательности:

• - на рабочем столе комплекса ПО верхнего уровня «Форвард» нажимают на вкладку «О программе», находящейся в правом верхнем углу экрана;

• - в появившемся окне приведены сведения о версии ПО;

• 6.3.4 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в описание типа на систему.

• 6.4 Опробование

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

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

• 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

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

• 6.5 Определение метрологических характеристик

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

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

Расходомер UFM 3030 модификации UFM ЗОЗОК, предназначенный для измерений объемного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти, и преобразователи давления AUTROL, предназначенные для измерения разности давления, подлежат калибровке.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти

• 6.5.2.1 Относительную погрешность системы при измерении массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений принимают равной относительной погрешности измерений массы брутто нефти с помощью ТПР, ПП, СИ температуры с учетом относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы брутто нефти ИВК и вычисляют по формуле:

5М_бр = ±1,1^3V² +G²(5/?² +р²10⁴ ЛТ²) + р²10⁴ AT² + 8N²              (1)

где 3V - относительная погрешность измерений объема нефти, %. За 6V принимают относительную погрешность ТПР, если сумма остальных составляющих погрешностей измерений нефти является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009-84 «ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений»;

Зр      - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

AT_p,AT_v - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (приложение А, ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»);

предел допускаемой относительной погрешности ИВК; коэффициент, вычисляемый по формуле

(2)

где T_v, Т_р - температура нефти при измерениях ее объема и плотности, °C.

• 6.5.2.2 Относительная погрешность системы при измерении массы брутто нефти 8М_6р не должна превышать ± 0,25 %.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти.

• 6.5.3.1 Определение относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти проводят расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8М₁₎, %, вычисляют по формуле

1х

где AW_MB - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

AW_Mn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических

AW_XC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %; W_MB - максимальное значение массовой доли воды в нефти, %;

W_Mn - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %; W_xc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений А, %, вычисляют по формуле

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды»;

• - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей»;

- для массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости.

• 6.5.3.2 Относительная погрешность системы при измерениях массы нетто нефти 8М_Н не должна превышать ± 0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 «Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» утвержденные приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

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

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему 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» утвержденные приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

8