Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ НА ДНС С УПСВ «САЛЮКИНСКАЯ» ООО «PH - СЕВЕРНАЯ НЕФТЬ»» (МП 0465-9-2016)

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 ПАРАМЕТРОВ 11ЕФТИ СЫРОЙ 11АДНС С У11СВ

«САЛЮКИНСКАЯ» ООО «PH - СЕВЕР!1АЯ 11ЕФТЬ»

Методика поверки

МП 0465-9-2016

^Начальники ИО-9

К.А. Левин

Тел. отдела: +7 (843) 272-41-60

г. Казань

2016

Настоящая инструкция нс может быть полностью или частично воспроизведена, тиражирована и (или) распространена без разрешения ФГУП «ВНИИР» и ЗАО «НГМС».

Настоящая инструкция распространяется на Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДПС с УПСВ «Салюкинская» ООО «PH - Северная нефть» (далее - СИКНС). предназначена для автоматизированного измерения количества и показателей качества неф ти, и устанавливает методику и средства их первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - 1 год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1

Таблица 1

Поверку средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС, производят эталонами и средствами поверки в соответствии с действующими методиками их поверки.

• 3.1  При проведении поверки соблюдают требования безопасности, действующие в помещениях, где проводится поверка, и требования безопасности, установленные в руководстве по эксплуатации па эталонные СИ и на СИКНС.

• 3.2 Требования к квалификации поверителей.

  • 3.2.1 Поверка СИКНС должна проводиться метрологической службой предприятия или организацией, аккредитованной в установленном порядке.

  • 3.2.2 Поверку установки должен выполнять поверитель, изучивший технологическую схему установки и принцип ее работы.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями ПД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

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

Соотве тствие характерно тик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяю т по данным актов приема-сдачи сырой нефти.

Г а б л и ц а 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Измеряемая среда

Количество измерительных линий, шт.

Диапазон плотности сырой нефти, кг/м³ Кинематическая вязкость, сСг, не более____

Диапазон давления, МПа

Диапазон температуры измеряемой среды. °C Массовая доля воды. %, не более

Массовая доля механических примесей,_%, нс более

в режиме измерений

в режиме поверки и контроля метрологическиххарактеристик

Объемная доля растворенного газа, м³/м³, не более______

Содержание свободного газа       ____________

Режим управления:

• - запорной арматурой

• - регулирующей арматурой _  _______ ___

Режим работы СИКНС

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией но эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

• 6.1 Проверка комплектности технической докумен тации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационно-технической документации на СИ, входящие в состав СИКНС.

• 6.2 Внешний осмотр

  • 6.2.1 При внешнем осмотре устанавливают:

• - отсутствие механических повреждений и дефектов, не позволяющих провести поверку;

• - соответствие комплектности СИКНС эксплуатационной докумен тации;

• - читаемость надписей и обозначений, их соответствие требованиям эксплуатационной документации;

• - целостность доверительных пломб (при использовании данного способа нанесения сведений о поверке).

• 6.3 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (далее НО), отсутствия полного ограничения доступа к метрологически значимой части ПО и измерительной информации

  • 6.3.1 Чтобы определить идентификационные данные ПО СИКПС. необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для контроллера, входящего в ее состав.

В главном меню на сенсорной панели установки нажать кнопку «Данные о программном обеспечении». В открывшемся на сенсорной панели окне отобразится наименование и номер версии встроенного ПО контроллера.

• 6.3.2 Если полученные при этом идентификационные данные и идентификационные данные, указанные в описании типа СИКНС, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия идентификационных данных ПО. В противном случае резуль таты поверки признают отрицательными.

• 6.3.3 Для проверки отсутствия полного ограничения доступа к метрологически значимой части ПО и измерительной информации должно быть установлена целостность защитных пломб па контроллере СИКПС.

6.4 Опробование.

• 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с ИД на поверку СИ, входящих в состав СИКПС.

• 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКНС в соответствии с инструкцией но эксплуатации СИКНС. возможность получения отчета.

• 6.4.3 Проверяют герметичность СИКНС.

1 la элементах и компонентах СИКНС не должно быть следов про течек сырой неф ти.

6.5 Определение MX установки.

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ. входящих в состав СИКНС.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС. проводят в соответствии с НД.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

Относительную погрешность измерений массы сырой нефти 5Мс- %. при прямом методе динамических измерений принимают равной относительной погрешности измерений массы сырой нефти с помощью расходомером массовым Promass 83F (далее - РМ) с учетом относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы сырой нефти ПО.

Все операции, связанные с подготовкой и проведением поверки, выполняют в соответствии с 11Д на методики поверки.

Относительная погрешность измерений массы сырой нефти для рабочего РМ не должна превышать ± 0.25 %. для кон трольного РМ ± 0,2 %.

• 6.4.3 Определение относительной погрешнос ти измерений массы нетто сырой нефти

О тноси тельную погрешность измерений массы нетто сырой нефти ёМ_и. %. определяю г

расчетным путем в соответствии с методикой измерений «ГСП. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДПС с УПСВ «Салюкинская» ООО «PH - Северная нефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/7809-15 от «21» апреля 2015 г.), по формуле:

где

ЗМ_С относи тельная погрешность измерений массы сырой неф ти. %;

Д (у_в - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

При определении содержания воды в сырой нефти с помощью влагомера нефти поточного УДВП-1пм1 (далее - ВГ1) абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %. определяют по формуле

100-Д<д_й ■

(100-^)-/^ +гд 'А '

где

Ат/у₍ абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВИ. %.

W      - массовая доля воды, %, определяемая в аккредитованной испытательной

лаборатории либо по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером;

Л      - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей

%;

1T_V„      массовая доля механических примесей. %, определяемая в аккредитованной

испытательной лаборатории;

Л      - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %

массовая доля хлористых солей, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории.

JT - массовая доля растворенного газа, % определяемая по формуле

ЛИ⁷,/   - абсолютная погрешность измерений массовой доли растворенного таза,

определяемая по формуле

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в сырой нефти по лабораторному мстодх 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 параметра сырой нефти абсолютную погрешность его измерений А, %, вычисляют по формуле

7^'  0.5х/-’

А = ±----_г---

V2

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего параметра сырой нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды но 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.

6.5.Результаты поверки считают положительными, если пределы допускаемой относительной погрешности измерений составляют:

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании массовой доли воды не более 4% (объемной доли воды не более 3,365%):

• - при определении объемной доли воды в сырой нефти с применением B1I и

определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти. %                                             0.35

• - при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой

нефти, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной неф ти, %                                                            0,45

• 7.1 Резуль таты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

• 7.2 При положительном результате поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 N 1815 «Об утверждении 11орядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» и допускают СИКНС к эксплуатации.

При положительном результате поверки знак поверки наносится: на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска новери тельного клейма или наклейки.

• 7.3 При отрицательных результатах повторной поверки СИКНС к эксплуатации нс допускают, свидетельство о поверке аннулируют, выдают извещение о непригодности согласно Приказу Минпромторга России от 02.07.2015 N 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» с указанием причин. СИКНС после выдачи извещения о непригодности направляется в ремонт, утилизируется, либо используется для целей, не входящих в с<|зсрх государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Сис тема измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УГ1СВ «Салюкинская»

ООО «PH - Северная нефть». Методика поверки

Лист 8 из 8