Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика»» (МП 0363-14-2015)

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

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛИДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика»

Методика поверки

МП 0363-14-2015

Казань

2015

Загидуллин Р.И., Ягудин И.Р.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛИДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика» (далее - система), и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Поверку системы осуществляют только аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений государственные региональные центры метрологии (ГРЦМ) или государственные научные метрологические институты (ГНМИ) Росстандарта.

Поверку (калибровку) средств измерений (СИ) из состава система осуществляют ГРЦМ или ГНМИ Росстандарта, а также юридические лица и индивидуальные предприниматели, аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений.

Интервал между поверками системы - 12 месяцев.

Интервал между поверками (калибровками) СИ из состава системы, за исключением термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 12 месяцев.

Интервал между поверками термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 36 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица! - Операции поверки

• 2.1 Основные средства поверки системы

  • 2.1.1 Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные (далее - ТПУ), максимальный объемный расход нефти через ТПУ 1900 м³/ч, пределы 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 4,0 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ±5x10’⁴, %, в диапазоне от 1,0 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5х10⁸имп.                                                                             .

• 2.2 При осуществлении поверки СИ, входящих в состав системы, кроме основных, применяют средства поверки, указанные в нормативных документах на методики поверки, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

• 2.3 При осуществлении калибровки СИ, входящих в состав системы, применяют средства калибровки, указанные в нормативных документах на методики поверки (калибровки), приведенных в таблице 4 настоящей инструкции.

• 2.4 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки (калибровки) утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в нормативных документах, приведенных в таблицах 3 и 4 настоящей инструкции.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области промышленной безопасности - Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 № 116-ФЗ; Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. № 101); Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ Ростехнадзора от 27 декабря 2012 г. № 784), а также другие действующие отраслевые НД;

• - в области пожарной безопасности - Федеральный закон от 21 декабря 1994 «О пожарной безопасности» № 69-ФЗ; Федеральный закон от 22.07.2008 «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» № 123-ФЗ; «Правила противопожарного режима в Российской Федерации» (постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390); СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» с изменением № 2 от 2002 г.; НПБ 88-2001 «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -«Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (приказ Минэнерго Российской Федерации от 13 января 2003 г. № 6); «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» (приказ Минтруда России от 24 июля 2013 г. № 328н);

• - в области охраны окружающей среды - Федеральный закон от 10.01.2002 «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ; Федеральный закон от 24.06.1998 «Об отходах производства и потребления» № 89-ФЗ и и другие действующие законодательные акты на территории Российской Федерации.

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

Поверка системы осуществляется на месте её эксплуатации.

При проведении поверки соблюдают условия, приведенные в НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

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.

Таблица2 - Характеристики (показатели) системы и измеряемой среды

5 Подготовка к поверке

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

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на средства измерений, приведенные в таблице 3 настоящей инструкции, действующих сертификатов о калибровке и (или) оттисков калибровочных клейм на средства измерений, приведенные в таблице 4 настоящей инструкции, а также эксплуатационно-технической документации на систему и СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения системы

• 6.2.1 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.

• 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО 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.

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

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

• 6.3 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 покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• -  надписи и обозначения на компонентах системы 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 системы.

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

• 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 таблицах 3 и 4.

СИ, участвующие в определении массы нефти или результаты измерений которых влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат поверке в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

СИ, не участвующие в определении массы нефти или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат калибровке в соответствии с НД, приведенными в таблице 4.

Таблица 4 - СИ и методики их калибровки

• 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 и ПП с учетом относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы брутто нефти ИВК и вычисляют по формуле:

где 8V - относительная погрешность измерений объема продукта, %. За 8V 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»

др      - относительная погрешность измерений плотности нефти, %.

ЛТ ,AT_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

_Q J + 2PT_V

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

• 6.5.2.2 Относительная погрешность системы при измерении массы брутто нефти 8М_бр 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 8М_Н, %, вычисляют по формуле

• - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

• - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %;

• - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %;

• - максимальное значение массовой доли воды в нефти, %;

• - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %;

• - 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 измерении массы нетто нефти ЗМ_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» утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

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» утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

10