Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 558 НГДУ «ТАЛАКАННЕФТЬ»» (Код не указан!)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 558 НГДУ «ТАЛАКАННЕФТЬ»

Наименование

Код не указан!

Обозначение документа

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

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»)

УТВЕРЖДАЮ

иректора по метрологии ий ЦСМ»

.О. Сулейманов

2016 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 558 НГДУ «ТАЛАКАННЕФТЬ»

Методика поверки

Тюмень

2016

Разработана

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Начальник отдела МОП

Л.А. Каражова

Инженер по метрологии 2 категории

М.Е. Майоров

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 558 НГДУ «Талаканнефть», заводской номер 01.

Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Интервал между поверками - 1 год.

В настоящем документе приняты следующие сокращения:

АРМ оператора - автоматизированное рабочее место оператора;

MX - метрологические характеристики;

ПО - программное обеспечение;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИ - средства измерений;

ТПУ - установка трубопоршневая поверочная;

ТИР - турбинный преобразователь расхода.

1 Операции поверки

Операции 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 Средства поверки
  • 2.1 Для поверки турбинных преобразователей расхода на месте эксплуатации применяется трубопоршневая поверочная установка не ниже 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002.

  • 2.2 Средства измерений, входящие в состав СИКН, поверяются в соответствии с действующими на них методиками поверки.

3 Требования безопасности
  • 3.1 Организация и производство работ проводится в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:

  • - 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 21.01-99 «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.

  • 3.2 Помещение СИКН должно содержаться в чистоте, без следов нефти.

  • 3.3 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взры-во- и пожарной опасности по СП 12.13130 помещение, в котором установлен технологическая часть СИКН относится к категории А, помещение аппаратурной относится к категории В4, по классу взрывоопасных зон по ПУЭ/ГОСТ 30852.9-2002 помещение СИКН к В-1а/класс 2, по категории и группе взрывоопасных смесей при их возможном образовании по ГОСТ 30852.11-2002 и ГОСТ 30852.5-2002 к ПА - ТЗ.

  • 3.4 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений и размещенные во взрывоопасных зонах, должны иметь сертификат соответствия требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» или действующее Разрешение Ростехнадзора для применения на опасных производственных объектах.

  • 3.5 Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ) VII-е издание».

  • 3.6 В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания СИКН разрабатываются инструкция по эксплуатации СИКН и инструкции по видам работ.

    4 Условия поверки
    • 4.1 Условия проведения поверки:

    Рабочая среда

    Диапазон давления нефти, МПа

    Диапазон температуры нефти, °C

    Диапазон плотности нефти, при температуре плюс 20 °C, кг/м3

    Массовая доля воды в нефти, %, не более

    Массовая доля механических примесей, %, не более

    Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

    Температура окружающего воздуха:

    • - для первичных измерительных преобразователей, °C

    • - для ИВК и АРМ оператора, °C

    Параметры электрического питания:

    • - напряжение питания переменного тока, В

    • - частота переменного тока, Гц

    нефть по ГОСТ Р 51858-2002 от 0,2 до 1,6 от плюс 5 до плюс 50

    830,1 до 870,0

    1

    0,05

    100

    от плюс 5 до плюс 25 от плюс 5 до плюс 25

    (220/380)

    (50 ±1)

  • 4.2 Влияние внешних условий, таких как вибрация, тряска, электрические и магнитные поля и др., влияющие на работу средств измерений, должны отсутствовать.

5 Подготовка к поверке
  • 5.1 Подготовка СИКН к проведению поверки производится в соответствии с требованиями документов:

- Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 558 НГДУ «Талаканнефть»;

  • - 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 Проведение поверки
  • 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.

Идентификационные данные ПО ИВК Fmc2 отображаются на дисплее.

Для просмотра идентификационных данных ПО «Rate оператора УУН» необходимо выбрать команду Получить данные по библиотеке в меню О программе.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

ПО «Rate оператора УУН»

ПО ИВК Fmc2

Идентификационное наименование

ПО

RateCalc

-

Номер версии (идентификационный номер ПО)

2.4.1.1

04.61:646.07.63

Цифровой идентификатор ПО

F0737B4F

-

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 2.

  • 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 3.

Таблица 3 - Перечень НД на методики поверки СИ

Наименование СИ

Методика поверки

Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM

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

Преобразователи расхода турбинные НТМ08

Датчики температуры 3144Р

«Датчики температуры 644, 3144Р. Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИИМС» в августе 2008 г.

Преобразователи измеритель

ные Rosemount 3144Р

Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки», разработанная и утвержденная ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2004 г. 12.5314.000.00 МП «Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р. Методика поверки» утвержденная ФБУ «Челябинский ЦСМ» в декабре 2013 г.

Термопреобразователь сопро

тивления Rosemount 0065

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

Датчик давления Метран-150

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки» утвержденная ФБУ «Челябинский ЦСМ» в ноябре 2013 г.

Преобразователь давления измерительный 3051

МП 14061-10 «Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки» утвержденная

ФГУП «ВНИИМС» 08.02.2010 г.

МП 4212-021-2015 Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки.

МИ 1997-89 Рекомендация. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки.

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

5Ш0.283.421 МП «Манометры, вакуумметры и мано-вакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВИТИ и МВПТИ. Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.

Манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 2, модель 2.232.34

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

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

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

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

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

Влагомеры нефти поточные

УДВН-1ПМ

МП 0309-6-2015 «Инструкция ГСИ. Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм. Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИИР» 04.09.2015 г.

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829

МИ 3302-2010 «Рекомендация ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки»

Комплекс измерительновычислительный Fmc2

МП 2550-0252-2014 «ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительньщ Fmc2. Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 11.08.2014 г.

Результаты поверки считаются положительными, если средства измерений указанные в таблице 3 имеют действующие свидетельства о поверке и опломбированы согласно МИ 3002-2006.

Средства измерений, не участвующие в определении массы нефти, или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат калибровке в соответствии с действующими НД.

6.3.2 Определение относительной погрешности измерения массы брутто нефти

6.3.2.1 На момент определения относительной погрешности измерения массы брутто нефти 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 до

кументов по поверке.

6.3.2.2 Относительная погрешность измерения массы брутто определяется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.595-2004.

БР = ± 1,1 • ^3y + G2(32 + p2-104 • At2)±p2-104 Aty±3^                (1)

где

3v - пределы допускаемой относительной погрешности измерения объёма нефти с помощью ТПР, %;

Зр - пределы допускаемой относительной погрешности измерения плотности нефти, %;

Aty, Atp - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры нефти при измерении объёма и плотности соответственно, °C;

Р - коэффициент объёмного расширения нефти в рабочем диапазоне плотности, °C’1;

3n - пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

1 + 2 pt v

l + 2ptp

(2)

где

tv, tp - температура нефти при измерении объёма и плотности соответственно,°C.

Результат поверки считают положительным, если значение относительной погрешности измерения массы брутто не превышает ±0,25%.

6.3.3 Определение относительной погрешности измерения массы нетто нефти

  • 6.3.3.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти ЗМБР, %, принимают равными ±0,25%.

  • 6.3.3.2 Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти ЗМН, %, рассчитываются по формуле:

3MH = ±1,1-

Г ЗМБРУ + AW2,B±AW2n±AW2c

I U > fi wM.B±wM,n+wx,cY I 100 J

(3)

абсолютной

погрешности

где AWMb - пределы допускаемой массовой доли воды в нефти, %; AWMn - пределы допускаемой массовой доли механических примесей в нефти, %;

абсолютной

погрешности

измерений

измерений

измерений

AWxc - пределы допускаемой абсолютной погрешности массовой доли хлористых солей в нефти, %; Wmb - массовая доля воды в нефти, измеренная по ГОСТ 2477-65; V/мп - массовая доля механических примесей в нефти, измеренная по ГОСТ 6370-83, %;

Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, рассчитанная по формуле:

Wxc=0,l-^

(4)

где <рхс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, измеренная по ГОСТ 21534-76, мг/дм3;

р - плотность нефти, измеренная по ГОСТ 3900-85 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:

7r2-0,5t2

(5)

где R и г - воспроизводимость и повторяемость 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 повторяемости.

Результаты поверки считают положительным, если пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нетто не превышают ± 0,35 %.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 Если результат поверки положителен, 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:

  • - диапазон расходов по СИКН;

  • - предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти;

- предел допускаемой относительной погрешности измерений масса нетто нефти.

  • 7.2 Если результат поверки отрицательный, СИКН к эксплуатации не допускается, 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 ИЗМЕНЕНИИ

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель