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

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 555

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»)

О. Сулейманов

2016 г.

по метрологии ЦСМ»

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 555

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 № 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.

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 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 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-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 Условия поверки
  • 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

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 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 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 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 (БИК)

ПО ИВК Fmc2 (ИЛ)

Идентификационное наименование ПО

RateCalc

-

-

Номер версии (идентификационный номер ПО)

2.4.1.1

04.58-.63b.07.58

04.58:626.07.58

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

Преобразователи расхода жидкости турбинные Smith Sentry

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

Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM

Преобразователи расхода жидкости турбинные Smith Meter серии MVTM

Преобразователи жидкости турбинные НТМ08

Датчики давления Метран-150

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

Преобразователи давления измерительные 3051

«ГСП. Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2010 г.

МП 4212-021-2015 «Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки» утвержденная ФБУ «Челябинский ЦСМ» в феврале 2015 г.

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

Преобразователи измерительные

АТТ 2100

МП 2411-0029-2008 «Преобразователи измерительные АТТ 2100. Методика поверки» утвержденная ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в ноябре 2008 г.

Преобразователи измерительные

Rosemount 644

12.5314.000.00 МП «Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р. Методика поверки» утвержденная ФБУ «Челябинский ЦСМ» в декабре 2013 г.

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65

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

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

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

Влагомеры нефти поточные

УДВН-Ihm

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

Продолжение таблицы 3

1

2

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

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

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

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

Комплексы измерительновычислительные Fmc“

МП 2550-0252-2014 «ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный 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 документов по поверке.

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

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

где

где

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

5Р - 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:

q _ 1 + 2ptv

(2)

l + 2ptp

tv, tp -- 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^'XVMli 'Wx;

      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

Wxc=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

(5)

71

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

s о н

чО

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель