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

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

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ЦИ СИ -

Первый заместитель директора по научной работе -

по качеству

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

Казань

2015 г.

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.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица! - Операции поверки

• -  правилами технической эксплуатации электроустановок;

• -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

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

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 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

Окончание таблицы 3

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:

5М_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, %;

AT_p,AT_v - 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 + 2PT_V

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

• 6.5.2.2 Относительная погрешность при измерении массы брутто нефти 8М_6р, %, 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 8М_Н, %, вычисляют по формуле

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

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

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

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

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

W_xc - 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

(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 %.

• 7.1 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