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

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

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.

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

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.

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.

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.

подогрева нефти до плюсовых значений температуры.

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

• 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

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

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

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

8M_B=±1,1-^8V²+G² • (8р²+р² -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

8_Р=АР.1ОО,                             (2)

Р

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

Р        - минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений

плотности СИКН, кг/м³;

ДТ_р, ДТ_У - 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-T_v

1+2-р-Т/

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

Таблица 5

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 ЗМ_Н, %, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.595, по формуле

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

абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %;

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

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

W_Mn - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %; W_xc - 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

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 %.

• 7.1 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