Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика»» (МП 0364-14-2015)
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
УТВЕРЖДАЮ
В,Г. Соловьев
ИНСТРУКЦИЯ
Государственная система обеспечения единства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика» Методика поверки
МП 0364-14-2015
'Ufa.
Казань
2015
|
РАЗРАБОТАНА |
ФГУП «ВНИИР» |
|
ИСПОЛНИТЕЛИ |
Загидуллин Р.И., Ягудин И.Р. |
|
УТВЕРЖДЕНА |
ФГУП «ВНИИР» |
Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» 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) Госстандарта.
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.
1 Операции поверки
При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица! - Операции поверки
|
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 (ПО) системы |
6.2 |
Да |
Да |
|
Внешний осмотр |
6.3 |
Да |
Да |
|
Опробование |
6.4 |
Да |
Да |
|
Определение метрологических характеристик |
6.5 |
Да |
Да |
-
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
|
Наименование характеристики (показателя) |
Значение характеристики (показателя) |
|
Количество измерительных линий, шт. |
8 (шесть рабочих, одна резервная и одна контрольно-резервная) |
|
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч: |
От 400 до 9800 |
|
Избыточное давление нефти, МПа |
От 0,22 до 1,6 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности:
|
±0,25 ±0,35 |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Температуры измеряемой среды, °C |
от 10,0 до 31,4 |
|
Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3: |
От 857 до 874 |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 9,0 до 24,0 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
60 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
10,0 |
|
Массовая доля сероводорода, млн'1 (ppm), не более |
20,0 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,55 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн'1 (ppm), не более |
2,0 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим управления:
|
автоматизированный автоматический |
|
Электроснабжение |
(380 ± 38) В, 3-х фазное, (50 ± 0,5) Гц (220 ± 22) В, однофазное, (50 ± 0,5) Гц |
Подготовку средств поверки и системы 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 3 настоящей инструкции, действующих сертификатов о калибровке и (или) оттисков калибровочных клейм на СИ, 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 автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «ГКС расход НТ» версия 3.0 проводят в следующей последовательности:
Для просмотра контрольной суммы метрологически значимой части ПО необходимо нажать в окне «Архив отчетов» на кнопку «CRC 32». На экране откроется панель рис. 2, содержащая информацию об имени файла и его контрольной сумме CRC32
ГКС расход НТ версия 3.0 Контрольная сумма CRC: 15f95747
Рисунок - 1
Полученные идентификационные данные сравнивают с данными, указанными 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
|
Наименование СИ |
НД |
|
Преобразователи расхода турбинные НТМ (далее - ТПР) |
МИ 3287-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки». МИ 3380-12 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой». |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные TZ-N (далее - ТПР) | |
|
Датчики давления КМ35 |
МП 56680-14 «Датчики давления типа КМ35. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 09.12.2013 г. МИ 1997-89 «ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки». |
|
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
5Ш0.283.421 МП «Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки». МИ 2966-2005 «ГСИ. Термометры жидкостные стеклянные. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии ATC-R и цифрового прецизионного термометра DTI-1000 фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания». |
|
Преобразователи измерительные Rosemount 644 в комплекте с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065 |
12.5314.000.00 Инструкция «Датчики температуры 644, 3144Р. Методика поверки», согласованная с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г. МИ 2672-2005 «Рекомендация. ГСИ. Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии ATC-R исполнения «В» фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания». ГОСТ 8.461-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки. |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП) |
МИ 2816-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации». МИ 3240-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки». |
|
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 |
МИ 3302-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки». МИ 3119-2008 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки на месте эксплуатации». |
|
Наименование СИ |
нд |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
МИ 2366-2005 «ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки». |
|
Газоанализаторы СГОЭС |
МП-242-1147-2011 «Газоанализаторы СГОЭС. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2011 г. |
|
Анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/ нефтепродуктов при высоком давлении NEXXT |
«ГСИ. Анализаторы серы общей рентгеноабсорбционные в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT. Методика поверки», МП 87-223-2010 утвержденная ФГУП «УНИИМ»в2011 г. |
|
ИВК |
МИ 3395-2013 «ГСИ. Комплексы измерительно вычислительные ИМЦ-07. Методика 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
|
Наименование СИ |
нд |
|
Датчики давления Метран-150 (предназначенные для измерения разности давления) |
МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в ноябре 2013 г. МИ 1997-89 «ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки» |
|
Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 |
МК 0001-1401-15-15 «Методика калибровки преобразователи расхода жидкости в составе блоков измерений показателей качества нефти и нефтепродуктов», утвержденная ФГУП «ВНИИР» в январе 2015 г. |
-
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:
-
дМбр = ±7,1^V2+G2(3р2 + р2104 ЛТ2) + р2JO4 AT2+8N2 (1)
где 3V - относительная погрешность измерений объема продукта, %.
За 5V 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, %.
ATp,ATv - 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
G=l + 2₽Tr
(2)
где
1 + 2₽Тр температура нефти при измерениях его объема и плотности, °C.
-
6.5.2.2 Относительная погрешность системы при измерении массы брутто нефти 5М6р 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 ЗМ,,, %, вычисляют по формуле
(3)
где AWMB
AWMn
AWXC WMB WMn Wxc
-
- 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
р_±>2-0,5хг2 ,
(4)
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 ЗМН 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