Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба»» (МП 0314-14-2015)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба»

Наименование

МП 0314-14-2015

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

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

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ЦИ СИ -

Первый заместитель директора по научной работе -

по качеству

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛИДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба»

Методика поверки

МП 0314-14-2015

-I р £4 2>9& -16

Казань

2015 г.

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Груздев Р.Н., Ягудин И.Р.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛИДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба» (далее - система), предназначенную для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, при проведении учетных операций между АО «Транснефть -Дружба» и АО «Транснефть - Прикамье», и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - 12 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

  • -  правилами технической эксплуатации электроустановок;

  • -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

4 Условия поверки

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

Характеристики 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 системы и измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение характеристики

Количество измерительный линий, шт

3(две рабочих, одна контрольно-резервная)

Диапазон измерений расхода, м3

от 200 до 2000

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, %

±0,35

Давление измеряемой среды, МПа

от 0,2 до 1,6

Температура измеряемой среды, °C

от 3 до 30

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» (с изм. №1 от 2006)

Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

от 800 до 950

Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт)

от 10 до 100

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

5 Подготовка к поверке

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

6 Проведение поверки
  • 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

  • 6.2 Проверка идентификационных данных ПО

    • 6.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

    • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI-6000 (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством пользователя в следующей последовательности:

  • - включить питание ИВК;

  • - на передней панели ИВК, в режиме индикации, нажать клавиши «Статус»,

«Дисплей»;

  • - нажатием клавиши «|» (стрелка вниз) перемещаемся до конца списка;

  • - на экран ИВК выводятся контрольная сумма ПО (контрольная сумма ПО, должна соответствовать контрольной сумме, указанной в описании типа системы).

  • 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО «RATE АРМ оператора УУН» проводят в соответствии с руководством пользователя на «Программный комплекс ПО «RATE. АРМ оператора УНН» для ОАО «МН ДРУЖБА» в следующей последовательности:

  • - в верхней части экрана нажать на кнопку «Версия», откроется меню «О программе»;

  • - в диалоговом окне «О программе» нажать кнопку «Получить данные по библиотеке»;

  • -  в диалоговом окне «О программе» отобразится контрольная сумма метрологически значимой библиотеки, которую необходимо сравнить с данными, приведенными в описании типа на систему.

  • 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 таблице 3 или другими действующими НД, утвержденными в установленном порядке.

ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

Наименование СИ

НД

Преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N (далее - ТПР)

МИ 3287-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки».

Преобразователь расхода TOKICO (далее - ТПР)

Окончание таблицы 3

Наименование СИ

нд

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП)

МИ 2816-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации».

МИ 3240-2009 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки».

Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827

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».

Влагомер нефти поточный УДВН-1 пм

МИ 2366-2005 «ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки».

Т ермопреобразователь сопротивления типа TR

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки».

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820

«ГСИ. Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820. Методика поверки»;

МИ 2672-05 «ГСИ. Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии АТС - R».

Преобразователь давления измерительный EJX

«ГСИ. Преобразователи давления измерительные EJX. Методика поверки»

Преобразователь давления измерительный EJA

МИ 2596-00 «ГСИ. Преобразователи давления измерительные EJA. Методика поверки»;

«ГСИ. Преобразователи давления измерительные EJA. Методика поверки».

Измерительновычислительный контроллер OMNI-600 (далее - ИВК)

«ГСИ. Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI-6000, входящие в состав систем измерений количества и показателей качества нефти ОАО «МН «Дружба». Методика поверки»;

«ГСИ. Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 3000/6000. Методика поверки».

Контроллер программируемый логический PLC Modicon

МП-223-0076-2007«Контроллеры программируемые логические PLC Modicon. Методика поверки».

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки».

Манометр для точных измерений типа МТИ

МИ 2124-90 «Рекомендация. ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки».

ТПУ

МИ 2974-2006 «Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые    2-го    разряда.    Методика    поверки

трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с компаратором».

Расходомер ультразвуковой UFM 3030 в блоке измерений показателей качества нефти, преобразователь давления измерительный EJX модели 110А, предназначенный для измерения разности давления, подлежат калибровке.

При отсутствии методики калибровки допускается проводить калибровку по методике поверки.

  • 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

    • 6.5.2.1 Относительную погрешность системы при измерении массы брутто нефти при косвенном методе динамических измерений принимают равной относительной погрешности при измерении массы нефти с помощью ТПР и плотномера с учетом относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы нефти ИВК и вычисляют по формуле:

бр = ±1,1^8V2 + G2(8p2 + 02104 АТ2) + р2104 AT2 + 8N2              (1)

где 8V - относительная погрешность измерений объема нефти, %. За 8V принимают относительную погрешность ТПР, если сумма остальных составляющих погрешностей измерений нефти является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009-84 «ГСП. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений»;

8р      - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

ATp,ATv - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

Р       - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (приложение А, ГОСТ

Р 8.595-2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»);

5N - предел допускаемой относительной погрешности ИВК;

G      - коэффициент, вычисляемый по формуле

с J + 2PTV

(2)

где Tv,Tp

1 + 2РТр температура нефти при измерениях ее объема и плотности, °C.

  • 6.5.2.2 Относительная погрешность при измерении массы брутто нефти 8М, %, не должна превышать: ± 0,25 % (по рабочей и контрольно-резервной линии применяемой в качестве резервной) и ± 0,20 % (по контрольно-резервной линии применяемой в качестве контрольной).

  • 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 8МН, %, вычисляют по формуле

(3)

где AWMB - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в системе, %;

AWMn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в системе, %;

AWXC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в системе, %;

WMB - максимальное значение массовой доли воды в системе, %;

WMn - максимальное значение массовой доли механических примесей в системе, %;

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в системе, %.

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

V2

(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 измерений массы нетто нефти 5Ми системой не должна превышать ± 0,35 %.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 Приказ Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

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 Приказ Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

8

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель