Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 701 ПСП «БУДКОВЦЕ» АО ТРАНСПЕТРОЛ»» (МП 0288-14-2015)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 701 ПСП «БУДКОВЦЕ» АО ТРАНСПЕТРОЛ»

Наименование

МП 0288-14-2015

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

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

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ЦИ СИ -

Первый заместитель директора по научной работе -

заместитель

по качеству

Фафурин

г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 701 ПСП «БУДКОВЦЕ» АО ЬТРАНСПЕТРОЛ» Методика поверки

МП 0288-14-2015

Казань

2015

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

Груздев Р.Н., Черепанов М.В.

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 701 ПСП «Будковце» АО «Транспетрол» (далее - СИКН) и устанавливает методику периодической (первичной) поверки при эксплуатации, а так же после ремонта.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками (калибровками) средств измерений (СИ) из состава СИКН:

  • - преобразователи расхода турбинные НТМ10, преобразователи давления измерительные 3051, термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными Rosemount 3144Р, преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, влагомеры поточные модели L, контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3, манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 2, расходомер ультразвуковой UFM 3030 -12 месяцев.

  • - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB - 24 месяца.

1. Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

Наименование операции

Номер пункта документа по поверке

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Проверка       комплектности

технической документации

6.1

Да

Нет

Подтверждение    соответствия

программного обеспечения

6.2

Да

Да

Внешний осмотр

6.3

Да

Да

Опробование

6.4

Да

Да

Определение метрологических характеристик

6.5

Да

Да

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.

3. Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

- в области охраны труда:

  • A) Трудовым кодексом Словацкой Республики;

Б) Инструкциями по охране труда по профессиям и видам работ;

  • B) Производственными инструкциями по профессии.

  • - в области пожарной безопасности

А) «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов АО «Транспетрол»;

Б) «Правила пожарной безопасности на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» и дочерних акционерных обществ» РД-13.220-КТН-211-12 «Правила пожарной безопасности на объектах организаций системы «Транснефть».

  • - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок

  • A) «Правила эксплуатации электроустановок взрывоопасных производств»;

Б) «Правила технической эксплуатации электроустановок (ПТЭ)»;

  • B) «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителя ПТБ»;

Г) «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности помещение СИКН относится к категории АН по СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», а по классу взрывопожарных зон - В-1 г по «Правила устройства электроустановок», по категории и группе взрыво-пожароопасной смеси - ПА - ТЗ по ГОСТ 30852.13-2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)».

Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно. Нельзя размещать на ней горючие предметы и материалы. Ступени и площадки лестниц должны постоянно поддерживаться в чистоте, очищаться от наледи и снега.

СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение.

Выполнение работ прекращают при обнаружении течи в сварных и фланцевых соединениях оборудования СИКН.

4. Условия поверки

Поверка проводится в условиях эксплуатации СИКН.

5. Подготовка к поверке

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

6. Проведение поверки
  • 6.1 Проверка комплектности технической документации.

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, приведенные в таблице 2 настоящей инструкции, действующих сертификатов о калибровке и (или) оттисков калибровочных клейм на СИ, приведенные в таблице 3 настоящей инструкции, а так же эксплуатационно-технической документации на СИКН и СИ, входящие в ее состав.

  • 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

    • 6.2.1 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI 6000 (далее - ИВ К) проводят в следующей последовательности:

  • - включить питание, если питание было выключено;

  • - дождаться после включения питания появления на дисплее меню;

  • - на клавиатуре, расположенной на передней панели ИВК, нажать последовательно кнопки «Status» и «Enter»;

  • - в появившемся на дисплее меню, используя кнопку «|», перейти к пунктам «Revision №», «Checksum», «CPU SN», отображающих информацию о ПО.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора «Rate» АРМ оператора У УН» проводят в соответствии с руководством пользователя в следующей последовательности:

  • - в верхней центральной части экрана монитора АРМ оператора СИКН, нажать на вкладку «Version»;

  • - на экране появится диалоговое окно «SOFTVARE»;

  • - в появившемся диалоговом окне для отображения информации о ПО, используя мышь-манипулятор, нажать на клавишу «Get data's library».

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

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 данных ПО 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 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 нефти.

  • 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

Наименование СИ

НД

Преобразователь расхода турбинный модели НТМ10 (далее - ПР) (контрольный)

МИ 3287 - 2010 «Преобразователи объемного расхода. Методика поверки».

Окончание таблицы 2

Наименование СИ

нд

Преобразователи расхода турбинные НТМ10 (рабочие)

МИ 3380 - 2012 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой»

Преобразователи давления измерительные 3051 (предназначенные для измерений избыточного давления)

МИ 1997 - 89 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

Т ермопреобразовател и сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными Rosemount 3144Р

ГОСТ 8.461  -  2009 «ГСИ. Термопреобразователи

сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки».

Документ    12.5314.000.00    МП    «Преобразователи

измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р. Методика поверки», утвержденный ГУИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в декабре 2013 г.

МИ 2672  -  2005 «ГСИ. Датчики температуры с

унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии ATC-R исполнения «В» фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания»

Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3

МИ 2124  -  90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры,

мановакуумметры,     напоромеры,    тягомеры    и

тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

МИ 2816 - 2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829

МИ 3119 - 2008 «ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки на месте эксплуатации»

Влагомеры поточные модели L

МП 0316 - 6 - 2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры поточные модели L фирмы «Phase Dynamics, Inc.». Методика поверки на месте эксплуатации»

Контроллеры измерительновычислительные OMNI 6000

МИ 3156 - 2008 «ГСИ. Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI-6000, OMNI-3000, входящие в состав систем измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Методика поверки»

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB

МИ 2974  -  2006 «ГСИ. Установки поверочные

трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с компаратором»

Средства измерений не участвующие в определении массы нефти или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат калибровке в соответствии с действующими НД, приведенными в таблице 3.

Таблица 3

Наименование СИ

нд

Преобразователи давления измерительные 3051 (предназначенные для измерения разности давления)

МИ 1997   -   89 «Рекомендация. ГСИ.

Преобразователи    давления    измерительные.

Методика поверки»

Окончание таблицы 3

Наименование СИ

нд

Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 2

МИ 2124 - 90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

Расходомер ультразвуковой UFM 3030

МК 0001 - 1401 - 15 «Методика калибровки преобразователей расхода жидкости в составе блоков измерений показателей качества нефти и нефтепродуктов», утвержденная ФГУП «ВНИИР» в январе 2015 г.

  • 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

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

ЗМБ = ± 1,1 х ^3V2 +G2 х (5р22 х 104 х ДТ; )+р2 х 104 х ДТу +8N2,

(1)

где 8V      - относительная погрешность измерений объема нефти ПР, % (из

свидетельства о поверке);

8р       - относительная погрешность измерений плотности нефти, %, вычисляется

по формуле

8р = — хЮО,                           (2)

Р

Др       - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м3;

Р        - минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений

плотности СИКН, кг/м3;

ДТр,ДТу - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях плотности и объема соответственно, °C;

Р        - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (определяется по

таблице 4);

8N      - относительная погрешность ИВК при преобразовании входных

электрических сигналов в значение массы нефти, %;

G       - коэффициент, вычисляемый по формуле

l+2xpxTv

(3)

1+2хрхТр

где Т ,TV - температура нефти при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C.

Таблица 4

р, кг/м3

р, 1/°С

р, кг/м3

р, 1/°С

р, кг/м3

р, 1/°С

850,0-859,9

0,00081

870,0-879,9

0,00076

890,0-899,9

0,00072

860,0-869,9

0,00079

880,0-889,9

0,00074

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

  • 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН

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

5MH =±l,lx

1.1 J

(4)

где 5МБ

AWB

AWXC

относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти в лаборатории, %;

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

Р<рхс

Лфхс

AWMn

AWxc=0,lx^xc ,

Р<Рхс

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

абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей, мг/дм3, вычисляются по формуле

\1 R Гур х 0,5

Лео =+А————-—

Фхс " V2 ’

(5)

(6)

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

л/^мп ~ гмп х 0,5

V2 ’

AWMn

(7)

R-XC ’ ^мп

определения массовой концентрации доли механических примесей, значения 21534-76 «Нефть. Методы определения

воспроизводимость методов хлористых солей и массовой которых приведены в ГОСТ содержания хлористых солей» и ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и

ГХС ’ гмп

WB

wxc

Фхс

W

vvMn

присадки. Методы определения механических примесей»;

сходимость методов определения массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370;

массовая доля воды в нефти, измеренная в лаборатории, %;

массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле Wxc=0,lx^c.,                       (8)

Рфхс

массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 (г/м3);

массовая доля механических примесей в нефти, %.

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

7. Оформление результатов поверки
  • 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 оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

  • 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с порядок проведения поверки СИ.

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель