Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 555» (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»)

О. Сулейманов

2016 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Методика поверки

Тюмень

2016

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 № 555, 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;

ИО - программное обеспечение;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИ - средства измерений;

ГПУ - установка трубопоршневая поверочная;

ТИР - турбинный преобразователь расхода.

Операции поверки указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Для поверки преобразователей расхода жидкости турбинных 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.

• 3.1 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-Ф3 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 блока технологического и помещение блока ТПУ относится к категории А, помещение блока аппаратурного - В4, по классу взрывоопасных зон по ПУЭ/ГОСТ 30852.9-2002 помещение блока технологического и помещение блока ТПУ - 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.

• 4.1 Условия проведения поверки:

  нефть по ГОСТ Р 51858-2002 от 0,21 до 2,50 от плюс 5 до плюс 50 от 750 до 950

  100

  1,0

  0,05

  900

  не допускается от плюс 5 до плюс 27 от плюс 5 до плюс 25

  (220/380) /Д'

Рабочая среда

Диапазон давления нефти, МПа

Диапазон температуры нефти, °C

Диапазон плотности нефти при температуре 20 °C, кг/м³ Кинематическая вязкость нефти в рабочем диапазоне температур, мм²/с

Массовая доля воды, %, не более

Массовая доля механических примесей, %, не более

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более Содержание свободного газа

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                                                (50 ± 1)

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

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

• - Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 555 Приемо-сдаточный пункт;

• - 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.

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

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

Продолжение таблицы 3

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 документов по поверке.

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

8М _БР = ± 1,1 • 7^v + G²(3p + ₽²'10⁴ ■ At²)+p²-10⁴ At^ + 3²_N                 (1)

5у - пределы допускаемой относительной погрешности измерения объёма нефти с помощью ТПР, %;

5_Р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения плотности нефти, %;

Aty, At_p - 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;

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

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

q _ 1 + 2pt_v

l + 2pt_p

t_v, t_p -- температура нефти при измерении объёма и плотности соответственно, °C.

Результат поверки считают положительным, если числовое 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 8Mj,p, %, принимают равными ±0,25%.

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

    где

    AWmb - пределы допускаемой массовой доли воды в нефти, %;

    AWmii - пределы допускаемой

    [ , AW^._B+AW;,₁+AW^-fl ^XVM^'^XV_Mli 'W_x;

    100

    абсолютной

    погрешности

    погрешности

    (3)

    измерений

    абсолютной массовой доли механических примесей в нефти, %; AWxc - пределы допускаемой абсолютной погрешности массовой доли хлористых солей в нефти, %; Wmb - массовая доля воды в нефти, измеренная по ГОСТ 2477; Wmh - массовая ГОСТ 6370, %; Wxc - массовая формуле:

    измерений

    измерений

    доля механических примесей в нефти, измеренная по

    доля хлористых солей в нефти, %, рассчитанная по

W_xc=0,l-^                        (4)

P

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:

х/к²-0,5 ■ г²

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 %.

• 7.1 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.