Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 922 ООО «ТРАНСНЕФТЬ - ПОРТ КОЗЬМИНО»» (МП 0436-14-2016)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 922 ООО «ТРАНСНЕФТЬ - ПОРТ КОЗЬМИНО»

Наименование

МП 0436-14-2016

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА

НЕФТИ № 922 ООО «ТРАНСНЕФТЬ - ПОРТ КОЗЬМИНО»

Методика поверки

МП 0436-14-2016

Начальник НИО-14 ФГУП «ВНИИР»

Р.Н. Груздев

----t/----    ”

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2016

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛЬ

УТВЕРЖДЕНА

Ягудин И.Р.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №  922 ООО «Транснефть - Порт Козьмино»

(далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками (калибровками) средств измерений (СИ) из состава СИКН:

  • - преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM 10”, преобразователи давления измерительные 3051, датчики температуры 3144Р, преобразователи измерительные 3144Р, преобразователи измерительные Rosemount 3144Р, преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, контроллеры измерительные FloBoss модели S600+, манометры, расходомер UFM 3030 - 12 месяцев;

  • - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 - 36 месяцев.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица 1

Наименование операции

Номер пункта инструкции

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Проверка комплектности технической документации

6.1

Да

Нет

Подтверждение соответствия программного обеспечения

6.2

Да

Да

Внешний осмотр

6.3

Да

Да

Опробование

6.4

Да

Да

Определение метрологических характеристик

6.5

Да

Да

2 Средства поверки

  • 2.1 При проведении поверки (калибровки) СИ в составе СИКН применяют средства поверки (калибровки), указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки (калибровки) СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблицах 3 и 4 настоящей инструкции.

  • 2.2 Допускается применение аналогичных средств поверки (калибровки), обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

  • -  «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101), «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 27.12.2012 г. № 784), а также другие действующие отраслевые НД;

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

  • -  правилами технической эксплуатации электроустановок;

  • -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

4 Условия поверки

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

Характеристики нефти при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

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

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода, м3

от 500 до 5400

Температура измеряемой среды, °C

от -8* до +40,0

Давление нефти, МПа

  • - рабочее

  • - максимально допустимое

2,07

4,0

Плотность измеряемой среды при температуре 20 °C и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3

от 830,0 до 900,0

Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт)

от 5,0 до 60,0

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Содержание свободного газа, %

не допускается

* В блоке измерений показателей качества нефти обеспечивается возможность

подогрева нефти до плюсовых значений температуры.

5 Подготовка к поверке

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

6 Проведение поверки
  • 6.1 Проверка комплектности технической документации.

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, приведенные в таблице 3 настоящей инструкции, действующих сертификатов о калибровке и (или) оттисков калибровочных клейм на СИ, приведенные в таблице 3 настоящей инструкции, а так же эксплуатационно-технической документации на СИКН и СИ, входящие в ее состав.

  • 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

    • 6.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описание типа на СИКН.

    • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллера измерительного FloBoss модели S600+ проводят в соответствии с его руководством пользователя в следующей последовательности:

а) включить питание контроллера измерительного FloBoss модели S600+, если питание было выключено;

б)  дождаться после включения питания появления на дисплее контроллера измерительного FloBoss модели S600+ главного меню или войти в главное меню;

в)  в главном меню нажатием клавиши ”5” выбрать пункт меню 5.SYSTEM SETTINGS;

г) нажатием клавиши ”7” выбрать пункт меню 7.SOFTWARE VERSION;

д) нажатием клавиши (стрелка вправо) получить идентификационные данные со следующих экранов:

  • 1) CONFIG STRUCTURE CSUM - контрольная сумма структуры файла конфигурации;

  • 2) VERSION APPLICATION SW - версия ПО контроллера измерительного FloBoss модели S600+.

  • 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы на базе программного обеспечения «Система измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-АТ» (реализованного на базе SCAD А системы SIMATIC WinCC фирмы «Siemens») проводят с помощью программы вычисления контрольной суммы md5sum.exe в формате md5 (128-битный алгоритм хеширования). При этом в качестве исходных данных определяется файл содержащий метрологически значимую часть программы:

  • - вызов программы через командную строку:

md5sum.exe Metering-AT.dll > l.txt

Для получения номер версии ПО АРМ в меню рабочего стола АРМ оператора выбирать пункт «Настройки/О программе». В появившемся окне указан номер версии ПО «1.2.ххх».

Полученные результаты идентификации ПО СИКН должны соответствовать данным указанным в описании типа на СИКН.

В случае, если идентификационные данные ПО СИКН не соответствуют данным указанным в описании типа на СИКН, поверку прекращают. Выясняют и устраняют причины вызвавшие несоответствие. После чего повторно проверяют идентификацию данных ПО СИКН.

  • 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

  • - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

  • - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

  • - надписи и обозначения на компонентах СИКН 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 СИКН.

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

    • 6.4.3 Проверяют герметичность СИКН.

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

  • 6.5 Определение метрологических характеристик

    • 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

Таблица 3

Наименование СИ

нд

Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM 10 (далее-ТПР)

МИ 3380-12 «ГСП. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой».

Преобразователи давления измерительные 3051 (предназначенные для измерений избыточного давления)

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

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

Датчики температуры 3144Р

Инструкция «Датчики температуры 644,  3144Р.

Методика поверки» утверждена ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» август 2008.

МИ 2672-2005 «Рекомендация. ГСИ. Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью цифровых калибраторов температуры серии ATC-R исполнения «В» фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания».

Преобразователи измерительные

3144Р

«ГСИ. Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки» утвержденная ВНИИМС в октябре 2004 г.

Преобразователи измерительные

Rosemount 3144Р

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

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

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

МИ 3240 - 2009 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки».

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».

МИ 3119 - 2008 «ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки на месте эксплуатации».

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

МИ 2366 - 2005 «ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки».

Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее - ИВК)

«Инструкция. ГСИ. Контроллеры измерительные FloBoss модели S600, S600+ фирмы «Emerson Process Management Ltd». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 25.03.2011

Контроллеры программируемые Simatic S7-400

МИ 2539-99 ГСИ. Измерительные каналы контроллеров,        измерительно-вычислительных,

управляющих, программно-технических комплексов. Методика поверки, утверждена ВНИИМС 16.06.1999

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

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

Наименование СИ

НД

Манометры показывающие типа МШбОю

МИ 2124 - 90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры,   напоромеры, тягомеры,   и

тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки».

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ПУ)

МИ 1972-95 Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников.

СИ не участвующие в определении массы нефти или результаты измерений, которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат калибровке в соответствии с действующими НД, приведенными в таблице 4.

Таблица 4

Наименование СИ

НД

Преобразователи давления измерительные 3051 (предназначенные для измерений разности давления)

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

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

Расходомер UFM 3030

«ГСИ. Расходомеры UFM3030. Методика поверки UFM 3030 И1», утвержденная ГЦИ СИ ВНИИР в августе 2008 г.

«ГСИ. Расходомеры UFM3030. Методика поверки UFM 3030 И2», утвержденная ГЦИ СИ ВНИИР в августе 2008 г.

  • 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти с применением СИКН 8МБ , %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», определяют по формуле

8MB=±1,1-^8V2+G2 • (8р22 -104 -ДТр)+р2 -104 • AT2+8N2 ,                 (1)

где 8V      - относительная погрешность измерений объема нефти ТПР, % (из

свидетельства о поверке);

8р       - относительная погрешность измерений плотности нефти, %, вычисляется

по формуле

8Р=АР.1ОО,                             (2)

Р

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

Р        - минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений

плотности СИКН, кг/м3;

ДТр, ДТУ - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях плотности и объема соответственно, °C;

р        - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (определяется по

таблице 5);

3N      - относительная погрешность ИВК при преобразовании входных

электрических сигналов в значение массы нефти, %;

G       - коэффициент, вычисляемый по формуле

g_1+2-P-Tv

(3)

1+2-р-Т/

где Т ,TV - температура нефти при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C.

Таблица 5

р, кг/м3

р, 1/°С

р, кг/м3

р, 1/°С

р, кг/м3

р, 1/°С

830,0 - 839,9

0,00086

860,0 - 869,9

0,00079

890,0 - 899,9

0,00072

840,0 - 849,9

0,00084

870,0 - 879,9

0,00076

900,0-909,9

0,00070

850,0 - 859,9

0,00081

880,0 - 889,9

0,00074

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти с применением СИКН не должна превышать ± 0,25 %.

  • 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН ЗМН, %, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.595, по формуле

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

(4)

где AWMB

AWMn

абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %;

AWXC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %;

WMB - максимальное значение массовой доли воды в нефти, %;

WMn - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %; Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %.

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

JR2-O,5xr2

(5)

Я

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.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН не должна превышать ± 0,35 %.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 (далее - порядок проведения поверки СИ).

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

  • 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с порядком проведения поверки СИ.

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель