Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ ПСП ООО "ИЛЬСКИЙ НПЗ"» (МП 0351-14-2015)

Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии' (ФГУП "ВНИИР")

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель директора по научной работе - Заместитель директора по качеству ФГУП "ВНИИР"

уХие В.А. Фафурин

'января 2016 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ ПСП ООО "ИЛЬСКИЙ НПЗ"

Методика поверки

МП 0351-14-2015

Казань

2016

Содержание

• 1 Операции поверки

• 2 Средства поверки

• 3 Требования безопасности

• 4 Условия поверки

• 5 Подготовка к поверке

• 6 Проведение поверки

  • 6.1 Проверка комплектности технической документации

  • 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения системы

  • 6.3 Внешний осмотр

  • 6.4 Опробование

  • 6.5 Определение метрологических характеристик

• 7 Оформление результатов поверки

Приложение А (справочное)

Структура относительной погрешности измерений массы

нетто нефти

Настоящий документ МП 0351-14-2015 "ГСП. Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО "Ильский НПЗ". Методика поверки" распространяется на средство измерений "Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО "Ильский НПЗ" (далее - система) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок системы.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

• 1.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 2.1 Установка трубопоршневая поверочная стационарная "ОЗНА-Прувер С-0,05" модели 280 (далее - ПУ), номер в госреестре 31455-06, максимальный объёмный расход 280 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %.

• 2.2 Установка пикнометрическая, диапазон определения плотности от 650 до 1100 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м³.

• 2.3 Калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

• 2.4 Калибратор температуры ATC-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимой температуры от минус 27 °C до 155 °C, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,04 °C.

• 2.5 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 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*1 О’⁴ % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5x10⁸ имп.

• 2.6 Установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,02 %.

• 2.7 Рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров: 0,33; 0,48; 0,65; 0,97; 1,33 мм, относительная погрешность: 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 % соответственно.

• 2.8 Другие средства поверки в соответствии с нормативными документами на методики поверки средств измерений, входящих в состав системы.

• 2.9 Допускается использование других средств поверки с характеристиками, не уступающими указанным.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" № 116-ФЗ от 21.07.97 г., (с изменениями);

• - "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности";

• - руководством по безопасности "Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов", утвержденным Приказом № 784 от 27 декабря 2012 г.;

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых средств измерений, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей";

• - ПОТ Р М-016-2001 (РД 153.34.0-03.150-00) "Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок";

• - "Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) потребителей".

• 4.1  При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов на методики поверки средств измерений, входящих в состав системы.

• 4.2 При проведении поверки в условиях испытательной лаборатории должны соблюдаться условия в соответствии с ГОСТ 8.395-80 "ГСИ. Нормальные условия измерений при поверке. Общие требования":

• - номинальное значение температуры окружающего воздуха, °C       20;

• - среднее отклонение от номинального значения, °C                 ± 5;

• - атмосферное давление, кПа                             от 96 до 104;

• - относительная влажность, %                              от 30 до 80.

• 4.3 При поверке на месте эксплуатации системы характеристики нефти должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик нефти требованиям, указанным в таблице 2, проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации системы и нормативными документами на методики поверки средств измерений, входящих в состав системы.

• 6 Проведение поверки

• 6.1.1 Проверяют:

• - наличие действующих свидетельств о поверке средств измерений, входящих в состав системы;

• - наличие эксплуатационно-технической документации на средства измерений, входящие в состав системы.

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

• 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллера измерительного FloBoss S600 + проводят в соответствии с его руководством пользователя в следующей последовательности:

а) включить питание контроллера измерительного FloBoss S600 +, если питание было выключено;

б) дождаться после включения питания появления на дисплее контроллера измерительного FloBoss S600 + главного меню или войти в главное меню;

в) в главном меню нажатием клавиши ”5” выбрать пункт меню "5.SYSTEM SETTINGS";

г) нажатием клавиши ”7” выбрать пункт меню "7.SOFTWARE VERSION";

д) нажатием клавиши (стрелка вправо) получить идентификационные данные со следующих экранов:

• 1) " VERSION CONTROL CONFIG STRUCTURE" - контрольная сумма структуры файла конфигурации;

• 2) "VERSION CONTROL APPLICATION SW" - версия ПО контроллера измерительного FloBoss S600+.

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО "ОЗНА-Flow" автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора проводят в соответствии с технической документацией.

Идентификационные данные ПО "ОЗНА-Flow" для АРМ оператора отображаются в окне "Контрольная сумма", вызываемого нажатием соответствующего поля в "Главном меню программы".

• 6.2.4 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в описании типа на систему.

• 6.3.1 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.

• 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, 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.

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик средств измерений, входящих в состав системы, проводят в соответствии с нормативными документами, приведенными в таблице 3 с учетом требований, предъявляемых к системе.

Таблица 3

Продолжение таблицы 3

Окончание таблицы 3

Контроллер программируемый SIMATIC S7-400, расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 в блоке измерений показателей качества нефти, датчики давления Метран-150 модели 150CD, манометры на фильтрах подлежат калибровке. При отсутствии методики калибровки калибровку проводят в соответствии с требованиями методики поверки на средства измерений.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой проводят расчетным методом.

• 6.5.2.1 При прямом методе динамических измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений" относительную погрешность измерений массы брутто нефти системой принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти массомером "Счётчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF модели CMF300".

• 6.5.2.2 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти системой не должна превышать ± 0,25 %.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой.

• 6.5.3.1 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой проводят расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 5Мн, %, вычисляют по формуле

где бм - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

AW_MB - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

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

AW_XC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей %;

W_MB - максимальное значение массовой доли воды, %;

W_Mn - максимальное значение массовой доли механических примесей, %;

W_xc - максимальное значение массовой доли хлористых солей, %.

Абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

AW_xc=0,lx^,                                    (6)

Рмин

Максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

W_X(-=O,lx^

Рмин

где фхс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³.

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 Д, %, вычисляют по формуле

A = ± V^r2                                                       (8)

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.

Результат вычислений по формуле (5) округляют до одного знака после запятой в соответствии с СТ СЭВ 543 "Числа. Правила записи и округления".

Структура относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой при предельных значениях параметров нефти приведена в приложении А.

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

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы в соответствии с действующими требованиями нормативных документов.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности с указанием причин.

А.1 Структура относительной погрешности измерении массы нетто нефти системой при предельных значениях параметров нефти в системе приведен в таблице А.1

Таблица А.1

А.2 Относительная погрешность измерений массы нетто нефти не превышает ± 0,35 %.

10