Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамыш»» (МП 0343-14-2015)

*

?                                                                                  ,                   z      _JL

•• /*.           .^«с ;/  ,^‘’К

1

ito

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамьпп»

Методика поверки

МП 0343-14-2015

Казань

2015

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамыш» (далее - система) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок системы.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

2 Средства поверки

• 2.1 Установка поверочная трубопоршневая (далее - ТПУ) с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 4000 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %.

• 2.2 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки СИ, входящих в состав системы, приведенных в таблице 2 настоящей инструкции.

• 2.3 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки средств измерений (СИ) утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной инструкции.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

• - в области промышленной безопасности - Федеральным законом «О промышленной

безопасности опасных производственных объектов» №  116-ФЗ от 21.07.97 г., (с

изменениями), «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12.03.2013), руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденным Приказом № 784 от 27 декабря 2012 г., а также другими действующими отраслевыми НД;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом «О пожарной безопасности» № 69-ФЗ от 21 декабря 1994 г., (с изменениями), постановлением правительства РФ от 25 апреля 2012 г. № 390 «Правила противопожарного режима в РФ», 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

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 17 ПСП ЛПДС «Юргамыш» (далее - система) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок системы.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

2 Средства поверки

• 2.1 Установка поверочная трубопоршневая (далее - ТПУ) с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 4000 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %.

• 2.1 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 2 настоящей инструкции.

• 2.1 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки средств измерений (СИ) утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной инструкции.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

• - в области промышленной безопасности - Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.97 г., (с изменениями), «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора №101 от 12.03.2013), руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденным Приказом № 784 от 27 декабря 2012 г., а также другими действующими отраслевыми НД;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом «О пожарной безопасности» № 69-ФЗ от 21 декабря 1994 г., (с изменениями), постановлением правительства РФ от 25 апреля 2012 г. № 390 «Правила противопожарного режима в РФ», 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»; Федеральным законом № 123- ФЗ от 22.07.2008 г. «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -«Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утверждены Приказом Минтруда России от 24.07.2013 №328н); Приказ Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. № 6 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ от 12.03.2014 г.; Федеральным законом № 89-ФЗ от 24 июня 1998 года «Об отходах производства и потребления» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

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

Характеристики системы и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие параметров измеряемой среды, указанных в таблице 2, проверяют по данным актов приема-сдачи нефти.

Таблица2 - Характеристики системы и параметры 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 эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) системы.

  • 6.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Руководство оператора. РХ.7000.01.01 РО».

Для просмотра версии ПО, контрольной суммы и других сведений необходимо в строке меню выбрать «Контекстное меню» (3 вертикальных точки в правом верхнем углу экрана), затем выбрать пункт «О программе». На экране появится окно со сведениями о ПО ИВК (Рисунок 1).

Рисунок 1

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы «Форвард» проводят в следующей последовательности:

• - на главном окне программы необходимо нажать вкладку «О программе», находящуюся в левом верхнем углу экрана; в открывшемся окне приведены сведения о версии ПО;

• - далее необходимо нажать вкладку «Модули»; в открывшемся окне приведены сведения о идентификационном наименовании модуля ПО и его контрольная сумма.

• 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 их 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 методику 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, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3 с учетом требований,

предъявляемых к системе.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 3 - СИ и методики их поверки

Расходомер ультразвуковой UFM 3030, установленный в блоке измерений показателей качества нефти, преобразователи давления измерительные 3051, предназначенные для измерения разности давлений подлежат калибровке не реже одного раза в год. При отсутствии методики калибровки калибровку проводят по методике поверки.

Все операции, связанные с подготовкой и проведением поверки, выполняют в соответствии с НД на методики поверки, приведенными в таблице 3.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти.

Относительную погрешность системы при измерении массы брутто нефти 5М_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при косвенном методе динамических измерений и измерении объема нефти с применением УПР и плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера при приведении результатов измерений объема и плотности нефти к стандартным условиям проводят по формуле

5М_б = ± 1,1 х ^д.¹ + О² х(J² + Д² х10⁴ х ДГ²) + Д² х 10⁴ х\Т² + 5² ,          (1)

где 5_V - относительная погрешность измерений объема нефти, %. За 5_V принимают относительную погрешность УПР.

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

⁺ (2)

1 + 2хДх7;

где /3 - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (приложение А ГОСТ Р 8.595);

T_p,T_v - температура нефти на момент поверки при измерениях плотности и объема нефти соответственно, °C;

д_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с применением ПП или ареометра, %, вычисляют по формуле

д_р=^-х100                                   (3)

Рmin

где Jp - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП или ареометра, кг/м³;

р_т/п - нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м³;

д.Тр, \Ту - абсолютные погрешности измерений температуры Т_р, Ту ,°С;

d_N - пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов ИВК в значения массы брутто нефти, %.

Поверку УПР на месте эксплуатации в рабочем диапазоне измерений объемного расхода выполняют в автоматизированном режиме с применением ТПУ.

Значения относительных и абсолютных погрешностей составляющих формулы (1) подтверждают свидетельствами об утверждении типа СИ и действующими свидетельствами о поверке.

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

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

Относительную погрешность системы при измерении массы нетто нефти 6М_Н, %,

вычисляют по формуле

где ДЖд - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляют по формуле (7);

ДЖ_м/7 ^_ абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

Д1Г_ХС - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

4(^=0,1х^,                            (5)

Рн

где Д^_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³;

р„^с - плотность нефти при условиях измерений <р_хс, кг/м³.

W_B - массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории, %;

- массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории; W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и вычисляемая по формуле

^Wxc=0.1^>                              (6)

Рн

где <р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего

показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

7т?²-г²х0,5

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65 «Нефть и

«           нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы

определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей».

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

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

Все операции, связанные с подготовкой и проведением поверки, выполняют в соответствии с НД на методики поверки, приведенными в таблице 3.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме Приложения 1 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному 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 к Порядку проведения поверки средств измерений, требованиям к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

9