Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ ООО «МУЛТАНОВСКОЕ»» (Код не указан!)
Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) Федеральное бюджетное учреждение
«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в
Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ»)
![Методика поверки. ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ ООО «МУЛТАНОВСКОЕ». ОЕИ Аналитика](mp_html/1752568034637bda608dd85_files/1752568034637bda608dd85-1.jpg)
Государственная система обеспечения единства измерений
СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ ООО «МУЛТАНОВСКОЕ»Методика поверки
Тюмень
2016
Разработана
![Методика поверки. ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ ООО «МУЛТАНОВСКОЕ». ОЕИ Аналитика](mp_html/1752568034637bda608dd85_files/1752568034637bda608dd85-2.jpg)
ФЬУ «Тюменский ЦСМ»
Начальник отдела МОП
Л.А. Каражова
Инженер по метрологии отдела МОП
М.Е. Майоров
Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти ООО «Мултановское», заводской номер 78.
Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.
Интервал между поверками - 1 год.
В настоящем документе приняты следующие сокращения:
БИК - блок измерения показателей качества сырой нефти;
БИЛ - блок измерительных линий;
MX - метрологические характеристики;
ПО - программное обеспечение;
СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;
СИ - средства измерений;
МПР - массовый преобразователь расхода;
ТПУ - установка трубопоршневая поверочная двунаправленная.
1 Операции поверкиОперации поверки указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Операции поверки
Наименование операции |
Номер пунк-та документа по поверке |
Проведение операции при | |
первичной поверке |
периодической поверке | ||
Внешний осмотр |
6.1 |
+ | |
Опробование |
6.2 |
+ |
+ |
Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН |
6.3.1 |
+ |
+ |
Определение относительной погрешности массы нетто нефти |
6.3.2 |
+ |
-
2.1 При определении погрешности измерений массы брутто нефти СИКН применяются следующие эталонные средства измерений:
Таблица 2 - Перечень основного поверочного оборудования
Средства измерений |
Характеристики средств измерений |
1 |
2 |
Преобразователь давления измерительный |
Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %; |
Измерительный преобразователь температуры |
Диапазон температур от 0 до плюс 50 °C; пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °C |
Преобразователи плотности жидкости измерительные |
Диапазон плотностей от 300 до 1100 кг/м3; погрешность измерения не более ± 0,30 кг/м3 |
Трубопоршневая установка |
Диапазон воспроизведения расхода от 10 до 300 м3/ч не хуже 2-ого разряда. |
Калибратор давления |
Диапазон давлений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,04 |
Калибратор температуры |
Диапазон температур от минус 50 до плюс 100 °C; абсолютная погрешность не более ± 0,05 °C |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
Калибратор токовых сигналов |
Диапазон воспроизведения постоянного тока от 0 до 22 мА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения силы постоянного тока ± 3 мкА; диапазон воспроизведения частоты импульса от 0,1 до 1 • 105, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения частоты импульса ± 3-10'4 %; диапазон воспроизведения количества импульсов от 0 до 1-Ю6 имп, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения количества импульсов ± 1 имп. |
-
2.2 Возможно использование других эталонов с характеристиками не хуже указанных выше утвержденных в установленном порядке и внесенных в государственный реестр средств измерений.
-
3.1 Организация и производство работ проводится в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:
-
- «Трудовой кодекс Российской Федерации» от 30.12.2001 г. № 197-ФЗ;
-
- Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» утвержденные приказом Ростехнадзора № 101 от 12.03.2013 г.;
-
- «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» утвержденное приказом Ростехнадзора № 784 от 27.12.2012 г.;
-
- «Правила противопожарного режима в Российской Федерации» утвержденные Постановлением Правительства РФ № 390 от 25.04.2012 г.;
-
- СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» утвержденный приказом МЧС № 182 от 25.03.2009 г.;
-
- Федеральный закон «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ от 10.01.2002 г. и другими действующими законодательными актами на территории РФ.
-
3.2 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взрывопожарной, пожарной опасности помещения БИЛ, ТПУ и БИК относятся к категории А, а помещение операторной - к категории Д в соответствии с СП 12.13130.2009. В соответствии с ГОСТ 12.1.011.078 по категории и группе взрывопожароопасной смеси БИЛ, ТПУ и БИК относятся к ПА - ТЗ.
-
3.3 Площадка СИКН должна содержаться в чистоте, без следов нефти и оборудована первичными средствами пожаротушения в соответствии с ОСТ 39-107-80.
-
3.4 В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания СИКН разрабатываются: инструкция по эксплуатации СИКН, инструкции по видам работ.
-
4.1 Условия проведения поверки должны соответствовать требованиям, установленным в методиках поверки на СИ, входящих в состав СИКН.
-
4.2 Влияние внешних условий, таких как вибрация, тряска, электрические и магнитные поля и др., влияющие на работу средств измерений, должны отсутствовать.
-
5.1 Подготовка СИКН к проведению поверки производится в соответствии с требованиями документов:
-
- Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти ООО «Мултановское»;
-
- техническая документация изготовителей средств измерений, входящих в состав СИКН.
При подготовке к поверке соблюдают условия, установленные в методиках поверки СИ, входящих в состав СИКН.
-
5.2 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:
-
- демонтаж средств измерений СИКН (при необходимости);
-
- установка и соединение с эталонными и вспомогательными СИ;
-
- проверяют заземление средств измерений, работающих под напряжением;
-
- проверяют герметичность (отсутствие протечек) системы;
-
- проводят установку нуля, конфигурирование сигналов (при необходимости).
-
6.1 Внешний осмотр
При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:
-
- комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;
-
- на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;
-
- надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.
-
6.2 Опробование
Опробование проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При опробовании проверяют работоспособность средств измерений СИКН без определения метрологических характеристик. Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН.
-
6.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения.
При проведении проверки идентификационных данных ПО проверяют соответствие номера версии и идентификационного наименования ПО, указанного в описании типа.
Вычисление контрольной суммы метрологически значимой части ПО ИВК «Вектор-02» файл icc_mt, выполняется средствами операционной системы QNX вызовом команды cksum.
Определение цифрового идентификатора метрологически значимой части программного обеспечения АРМ «Вектор» производят для файла Modulel.bas по алгоритму CRC32.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК «Вектор-02» |
«АРМ Вектор» |
Идентификационное наименование ПО |
iccmt |
Modulel.bas |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.1 |
9.13 |
Цифровой идентификатор ПО |
4В7038А5 |
F4A39456G |
Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблице 3.
-
6.3 Определение погрешности средств измерений
-
6.3.1 Определение погрешности СИ, входящих в состав СИКН
-
Определение погрешности СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 4.
Таблица 4 - Перечень НД на методики поверки СИ
Наименование СИ |
Методика поверки |
Счетчик-расходомер массовый Rotamass RCCS 39 |
МП 27054-09 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS. Методика поверки расхо-домерной поверочной установкой», утвержденной в апреле 2009 г. МИ 3151-2008 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с преобразователем плотности» |
Датчик давление Метран-150 |
МП 4212-012-2013 «Датчик давления Метран-150. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в ноябре 2013 г. |
Термопреобразователи с унифицированным входным сигналом Метран-270 |
Раздел 3.4 271.01.00.000 РЭ Руководства по эксплуатации, согласованной ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в сентябре 2011 |
Преобразователи измерительные 644 |
«Преобразователи измерительные248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки» утвержденная ВНИИМС в октябре 2004 г. |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
МИ 2366-2005 «Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки» |
Измерительновычислительный комплекс «Вектор-02» |
МП 62761-15 «ГСИ. Комплекс измерительновычислительный «Вектор-02». Методика поверки» утвержденная ФБУ «Тюменский ЦСМ» 5 октября 2015 г. |
Примечание - Допускается применение других нормативных документов по по верке указанных средств измерений, обеспечивающих установленные требования к погрешности СИКН. |
Результаты поверки считаются положительными, если средства измерений указанные в таблице 4 имеют действующие свидетельства о поверке.
-
6.3.2 Определение относительной погрешности измерения массы нетто
-
6.3.2.1 На момент определения относительной погрешности измерения массы нетто все средства измерений, входящие в состав СИКН, должны быть поверены.
-
Результаты поверки средств измерений, входящих в состав СИКН, должны быть оформлены в соответствии с требованиями распространяющихся на них нормативных документов по поверке.
-
6.3.2.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти 5Мбр, %, принимают равными пределам относительной погрешности МПР.
-
6.3.2.3 Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти ЗМн, %, рассчитываются по формуле:
\2
(1)
где
AWm.b - пределы допускаемой массовой доли воды в нефти, %;
AWM.n - пределы допускаемой
100
абсолютной
погрешности
погрешности
измерений
измерений
абсолютной : массовой доли механических примесей в нефти, %; AWx.c - пределы допускаемой абсолютной погрешности массовой доли хлористых солей в нефти, %; Wm.b - массовая доля воды в нефти, измеренная по ГОСТ 2477;
доля механических примесей в нефти, измеренная по
измерений
WM.n - массовая ГОСТ 6370, %;
Wx.c - массовая формуле:
доля хлористых солей в нефти, %, рассчитанная по
Wxc=0,l-^ (2)
Р
где фхс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, измеренная по ГОСТ 21534, мг/дм3;
р - плотность нефти, измеренная по ГОСТ 3900 и приведенная к условиям измерения в ИЛ, кг/м3.
Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений А, %, вычисляют по формуле:
7R2-0,5-r2 Л
(3)
где R и г - показатели воспроизводимости и повторяемости метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65, ГОСТ 6370-83 и ГОСТ 21534-76.
Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости.
Результаты поверки считают положительным, если пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нетто не превышают ± 0,35 %.
7 Оформление результатов поверки-
7.1 Положительные результаты поверки средств измерений, которые входят в СИКН, следует оформлять свидетельствами о поверке и (или) клеймением поверяемых средств измерений в местах, предусмотренных эксплуатационной документацией и МИ 3002-2006.
-
7.2 На СИКН оформляется свидетельство о поверке в соответствии с приложением 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 обратной стороне свидетельства указываются следующие данные:
-
- рабочий диапазон массового расхода нефти СИКН;
-
- предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти;
-
- предел допускаемой относительной погрешности измерений масса нетто нефти.
-
7.3 В случае отрицательных результатов поверки средства измерений к эксплуатации не допускается, оттиск поверительного клейма гасят, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с приложением 2 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.
Изменение | ||
измененных |
Номера страниц | |
замененных | ||
новых | ||
аннулированных | ||
Всего листов (страниц) в документа | ||
№ документа | ||
Входящий № сопроводительного документа и дата | ||
Подпись | ||
Дата |
ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ