Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 716 на ЛПДС «Унеча»» (МП 0308-14-2015)

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

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ЦИ СИ -

Первый заместитель директора по научной работе - Заместитель

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 716 на ЛИДС «Унеча»

Методика поверки

МП 0308-14-2015

Казань

2015

Груздев Р.Н., Загидуллин Р.И.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 716 на ЛПДС «Унеча» (далее - система) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок системы.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

2 Средства поверки

2.1. Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (далее - ТПУ) с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 1900 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.

• 2.2 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки средств измерений (СИ), входящих в состав системы, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

• 2.3 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в НД, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовой кодекс Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми нормативными документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральный закон Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральный закон Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

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

Для обеспечения бескавитационной работы преобразователей расхода жидкости турбинных HELIFLU TZ-N с Ду 250 модели 250-2000 устанавливают избыточное давление в трубопроводе после преобразователей расхода жидкости турбинных HELIFLU TZ-N с Ду 250 модели 250-2000 (Р^иоим, МПа) не менее значения, вычисляемого по формуле

Р^наим =2,06хР"+2хДР,                                (1)

где Р^н - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756-2000 «Нефтепродукты. Методы определения давления насыщенных паров» при максимальной температуре нефти, МПа;

ДР - разность давления на преобразователях расхода жидкости турбинных HELIFLU TZ-N с Ду 250 модели 250-2000, МПа (из эксплуатационной документации)

Характеристики системы и физико-химические показатели измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие физико-химических показателям измеряемой среды, указанным в таблице 2, проверяют по данным актов приема-сдачи нефти.

Таблица 2 - Характеристики системы и физико-химические показатели измеряемой

среды

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

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) системы.

• 6.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

• 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеры измерительновычислительные OMNI-6000 (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

• - нажимаем на контроллере кнопку статус, затем ввод, пролистываем меню до идентификационных данных ПО

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы «Rate АРМ оператора УУН» проводят в следующей последовательности:

• - в верхней части главного окна программы необходимо нажать вкладку «Версия»;

• - в открывшемся окне нажать вкладку «Получить данные по библиотеке», после чего отобразятся идентификационные данные.

• 6.3 Внешний осмотр

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 их применению;

• - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на методику поверку СИ, входящих в состав системы.

• 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с инструкцией 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 Определение метрологических характеристик

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3 с учетом требований,

предъявляемых к системе.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

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 системы при измерении массы брутто нефти.

Определение относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти 8М_б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при косвенном методе динамических измерений и измерении объема нефти с применением ТПР и плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера при приведении результатов измерений объема и плотности нефти к стандартным условиям проводят по формуле

8М_б = ±1,1 х ^²+G²x(<7²+/?²xl0⁴xAT²) + ^²xl0⁴xAT²+5² ,        (2)

где 8_V - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти с

применением ТПР, %;

G — коэффициент, вычисляемый по формуле

1 + 2хДхТ_и

1 + 2хДхТ_р ’

где р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (приложение А ГОСТ Р 8.595);

T_p,T_v - температура нефти на момент поверки при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C;

8_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера, %, определяются по формуле

<^=-^-х100                                      (4)

/^min

где Др - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, ареометра или лабораторного плотномера, кг/м³;

Pmin ^_ нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м³;

ДТ_р, АТу - абсолютные погрешности измерений температуры Т ,Ту,°С;

d_N - пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных

электрических сигналов ИВК в значения массы брутто нефти, %.

Значения относительных и абсолютных погрешностей составляющих формулы (2) подтверждают свидетельствами об утверждении типа СИ и действующими свидетельствами о поверке.

Относительная погрешность системы при измерении массы брутто нефти не должна превышать ± 0,25 %.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти.

Относительную погрешность системы при измерении массы нетто нефти 8М_Н, %, определяют по формуле

где ДИ^ - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляется по формуле (8);

ДИ^мн - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

ДИ^с ^_ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемые по формуле

■ ДЖ,_с=0,1х^,                              (6)

Рн

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

р*^с - плотность нефти при условиях измерений (р_хс , кг/м³;

W_B - массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории, %;

^м/7 “ массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и вычисляемая по формуле

W_xc=0,l*^,                                     (7)

Рн

где (р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р - 0,95 и двух измерений соответствующего показателей качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

. __±Дг^;-г^гхО,5

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей».

Относительная погрешность системы при измерении массы нетто нефти не должна превышать ± 0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме Приложения 1 «Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 «Порядка проведения поверки средств измерений, требованиям к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

9