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

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»

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.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 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.

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.

Поверка проводится в условиях эксплуатации СИКН.

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

• 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

Окончание таблицы 2

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

Окончание таблицы 3

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

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

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

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;

ДТ_р,ДТ_у - 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+2xpxT_v

1+2хрхТ_р ’

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

Таблица 4

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 ЗМ_Н, %, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.595, по формуле

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

• 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