Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 595 ПАО "АНК "БАШНЕФТЬ" НА НПС "АЛЕКСАНДРОВСКАЯ"» (МП 0234-14-2015)

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

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ГЦИ СИ -

Первый заместитель директора по научной работе - заместитель

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 595 ПАО "АНК "БАШНЕФТЬ" НА НПС "АЛЕКСАНДРОВСКАЯ" Методика поверки

МП 0234-14-2015

Казань

2015

РАЗРАБОТАНА

ФГУП"ВНИИР

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 595 ПАО "АНК "Башнефть" на НПС "Александровская" (далее - система) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок системы.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

• 1.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 2.1 Установка поверочная "ВСР-М", максимальный объёмный расход 272 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,10 %.

• 2.2 Калибратор многофункциональный модели ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМН: APM015PGHG и APM03KPAHG, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

• 2.3 Калибратор температуры ATC-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимой температуры от минус 27 °C до 155 °C, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,04 °C.

• 2.4 Установка пикнометрическая, диапазон определения плотности от 700 до 1000 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,10 кг/м³.

• 2.5 Установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,02 %.

• 2.6 Рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров: 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность: 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 %.

• 2.7 Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5x1 О'⁴ % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ±2 имп. в диапазоне от 20 до 5x10⁸ имп.

• 2.8 Установка поверочная расходомерная, диапазон измерений расхода от 0,5 до 30 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,15 %.

• 2.9 Допускается использование других средств поверки с характеристиками, не уступающими указанным.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - ПБ 08-624-03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности";

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых средств измерений, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей";

• - ПОТ Р М-016-2001 (РД 153.34.0-03.150-00) (с изм. 2003) "Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок";

• - ПБ 03-585-03 "Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов";

• - "Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) потребителей" (6-е издание).

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов на методики поверки средств измерений, входящих в состав системы.

При поверке на месте эксплуатации характеристики системы, измеряемой среды должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик нефти таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2

Окончание таблицы 2

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации системы и нормативными документами на методики поверки средств измерений, входящих в состав системы.

• 6 Проведение поверки

• 6.1.1 Проверяют:

• - наличие действующих свидетельств о поверке средств измерений, входящих в состав системы;

• - наличие эксплуатационно-технической документации на средства измерений, входящие в состав системы.

• 6.2.1 Проверяют наличие защиты ПО системы в соответствии инструкцией по эксплуатации системы и документом "АРМ оператора "Олеум" руководство пользователя".

Защита ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора осуществляется установкой для пользователей логинов и паролей разного уровня доступа.

Проверяют наличие логина и пароля для пользователя "Оператор".

• 6.2.2 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в описании типа на систему.

Для защиты ПО должны быть установлены логины и пароли разного уровня доступа.

• 6.3.1 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.

• 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

• 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с руководством по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

• 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

На элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек нефти.

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик средств измерений, входящих в состав системы, проводят в соответствии с нормативными документами, приведенными в таблице 3 с учетом требований, предъявляемых к системе.

Таблица 3

Проболжение таблицы 3

Окончание таблицы 3

• 6.5.1 Счетчик турбинный Норд, модели Норд М-40-6,3, преобразователи разности давления подлежат калибровке в соответствии с требованиями их методик поверок при отсутствии методики калибровки.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой проводят расчетным методом.

• 6.5.2.1 При косвенном методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти системой бт, %, вычисляют по формуле

8т = ±1,1 • ^8 V² +G²(5p² +р² -10⁴ • ДТ²) + р² -10⁴ -ДТ² +5N² ,

где 5V - относительная погрешность измерений объема нефти, принимают равной ± 0,20 %;

5р - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

ДТ_Р, - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при из-ДТу       мерениях плотности и объема соответственно, °C;

р - коэффициент объемного расширения нефти, определяют по приложению А ГОСТ Р 8.595, 1/ °C;

SN - предел допускаемой относительной погрешности счета импульсов, %;

G - коэффициент, вычисляют по формуле

l + 2-/?-T_v

1 + 2-/7-Т/

где T_v, Т_р - температуры нефти при измерении объема и плотности соответственно, °C.

• 6.5.2.2 Относительную погрешность измерений плотности нефти вычисляют по формуле

Д„

= —— хЮО, Рмин

• - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м³;

• - минимальное значение плотности нефти системы, кг/м³.

Результат вычислений по формуле (1) округляют до двух знаков после запятой в соответствии с СТ СЭВ 543-77 "Числа. Правила записи и округления".

Расчет относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой при предельных значениях параметров нефти приведен в приложении А.

• 6.5.2.3 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти не должна превышать ± 0,25 %.

• 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 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти бМн, %, вычисляют по формуле

где 5м - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

AW_MB - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

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

AW_XC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей %;

W_MB - максимальное значение массовой доли воды, %;

W_Mn - максимальное значение массовой доли механических примесей, %;

W_xc - максимальное значение массовой доли хлористых солей, %.

Абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

AW_XC =0,1х^^,

Рмин

где А(рхс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³;

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 Д, %, вычисляют по формуле

A = ±^^Ri-°!^W,                                  (6)

-v2

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.

Результат вычислений по формуле (4) округляют до двух знаков после запятой в соответствии с СТ СЭВ 543.

Расчет относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой при предельных значениях параметров нефти приведен в приложении Б.

• 6.5.3.2 Относительная погрешность измерений массы нетто нефти системой не должна превышать ± 0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы в соответствии с требованиями приказа Минпромторга России от 02.06.2015 г. № 1815.

.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с приказа Минпромторга России от 02.06.2015 г. № 1815.

Приложение А

А.1 Результат вычислений относительной погрешности измерений массы брутто нефти при придельных параметрах нефти в системе приведен в таблице А.1.

Таблица А.1

А.2 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти системой не превышает ± 0,25 %.

Приложение Б (справочное) Расчет относительной погрешности измерений массы нетто

Б.1 Результат вычислений относительной погрешности измерении массы нетто нефти системой при предельных значениях параметров нефти в системе приведен в таблице В.1.

Таблица Б.1

Б.2 Относительная погрешность измерении массы нетто нефти не превышает ± 0,35 %.

12