Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ» (МП 0549-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" Государственный научный метрологический центр

ФГУП "ВНИИР"

УТВЕРЖДАЮ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ "СИКН-23-РК-А004 НА НПС "АСТРАХАНСКАЯ"

Методика поверки

МП 0549-14-2017

Начальник НИО-14

.Н. Груздев

Тел. (843) 299-70-52

Казань

2017

ИСПОЛНИТЕЛИ

• 2 УТВЕРЖДЕНА

• 3 ВВЕДЕНА

Фаткуллин А.М.

ФГУП "ВНИИР"

ВПЕРВЫЕ

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и (или) распространен без разрешения ФГУП "ВНИИР".

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средства измерений единичного производства "Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН-23-РК-А004 на НПС "Астраханская" (далее -система) и устанавливает методику её первичной и периодической поверок.

Первичная поверка системы выполняется согласно части 1 ст. 13 Федерального закона "Об обеспечении единства измерений" от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и приказа Минпромторга России от 2 июля 2015 г. №1815 до ввода её в эксплуатацию, а также после её ремонта.

Периодическая поверка системы выполняется в процессе её эксплуатации.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 "ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения".

Интервал между поверками - 12 месяцев.

• 1.1 При проведении поверки системы выполняют операции поверки:

• - внешний осмотр (6.1);

• - подтверждение соответствия программного обеспечения (6.2);

• - опробование (6.3);

• - определение (контроль) метрологических характеристик (6.4);

• - контроль относительной погрешности измерений массы брутто нефти (6.4.1);

• - контроль относительной погрешности измерений массы нетто нефти (6.4.2).

• 1.2 Поверку системы прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости", максимальный расход нефти 3000 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %.

• 2.2 Рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности", диапазон измерений от 700 до 1600 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,10 кг/м³.

• 2.3 Другие эталоны, средства поверки, приведенные в методиках поверки средств измерений, входящих в состав системы.

• 2.4 Допускается применение эталонов, средств поверки, неприведенных в перечне, но обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Поверку системы проводят лица, аттестованные в качестве поверителя, в соответствии с областью аккредитации в установленном порядке.

Для проверки обеспечения защиты программного обеспечения поверитель должен пройти обучение в соответствии с приказом Росстандарта № 2938 от 17 июня 2011 г.

• 4.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности;

• - Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" № 116-ФЗ от 21 июля 1997 г.;

• - "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности";

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

• - "Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок", утвержденные приказом Минтруда России от 24 июля 2013 г. № 328н;

• - "Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) потребителей".

При проведении поверки системы характеристики системы, измеряемой среды должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1

Окончание таблицы 1

• 6.1.1 При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид.

  • 6.1.1.1 Комплектность системы должна соответствовать её описанию типа.

  • 6.1.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• - на компонентах системы не должно быть механических повреждений и дефектов, препятствующих её применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• - средства измерений, входящие в состав системы, должны быть поверены и иметь свидетельства о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) средств измерений, заверяемых подписью поверителя и знаком поверки и (или) пломбы, несущие на себе знак поверки, в соответствии с их методикой поверки и (или) МИ 3002-2006 "Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".

Средства измерений, входящие в состав системы поверяют в соответствии с методиками поверки, указанными в приложении А.

• 6.1.2 Система не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

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

• 6.2.2 Определение идентификационных данных программного обеспечения автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора "ОЗНА-Flow (супервизорная система)" проводят в соответствии с технической документацией - "Система измерений количества и показателей качества нефти НПС " Астраханская " АО "КТК-Р". Инструкция для персонала, операторов СИКН для работы с оборудованием СИКН ОИ 51.10.00.00.000 ПО СИКН-23-РК-А004 НПС "Астраханская" Руководство оператора".

Идентификационные данные программного обеспечения "ОЗНА-Flow (супервизорная система)" отображаются на рабочем столе АРМ оператора и вызываются нажатием на вкладку "CRC-32" в меню "Мнемосхема" при этом происходит переход к мнемосхеме "Проверка контрольной суммы". Эта возможность доступна для любого пользователя.

Процедура смены пользователя описана в технической документации.

• 6.2.3 Идентификационные данные программного обеспечения системы должны соответствовать сведениям, приведенным в описании типа на систему.

• 6.3.1 Опробуют систему путем увеличения или уменьшения скорости потока (расхода) нефти в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении скорости потока (расхода) нефти соответствующим образом изменялись показания на мониторе компьютера и контроллера.

• 6.3.2 Проверяют герметичность гидравлической схемы системы.

Проверку герметичности системы проводят согласно эксплуатационной документации на систему.

Система считается выдержавшим проверку, если на элементах и компонентах системы нет протечек нефти или снижения давления.

• 6.4.1 Контроль относительной погрешности измерений массы брутто нефти

  • 6.4.1.1 При косвенном методе динамических измерений массы брутто нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений" относительную погрешность измерений массы брутто нефти системой бт, %, вычисляют по формуле

5т = ±1,1 • ^5 V² + G²(5p² + р² • 10⁴ • АТ²) + р² • 10⁴ • AT_V² + 5N² ,                (1)

где 5V    - относительная погрешность измерений объема нефти, %;

5р    - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

АТр, - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при

ATv       измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

Р     - коэффициент объемного расширения нефти, определяют по

ГОСТ Р 8.595 (приложение А), 1 /°C;

5N    -  предел допускаемой относительной погрешности устройства

обработки информации или измерительно-вычислительного комплекса (из свидетельства (сертификата) об утверждении типа или свидетельства о поверке) при счете импульсов, %;

G - коэффициент, вычисляют по формуле

1 + 2-/7-Т,

1 + 2-/ЛТ/

температура нефти при измерениях ее объема и плотности соответственно, °C.

• 6.4.1.2 Относительную погрешность измерений плотности нефти 5р, %, вычисляют по формуле

5р = -^-Ю0,                         (3)

Рмин

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

Рмин       минимальное значение плотности нефти, кг/м³.

• 6.4.1.3 Результат вычислений по формуле (1) выражают двумя значащими цифрами в соответствии с СТ СЭВ 543-77 "Числа. Правила записи и округления".

Сохраняемую значащую цифру в относительной погрешности измерений массы брутто нефти при округлении увеличивают на единицу, если отбрасываемая цифра не указываемого младшего разряда больше либо равна пяти, и не изменяют, если она меньше пяти в соответствии с ГОСТ Р 8.736-2011 "ГСИ. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения".

• 6.4.1.4 Структура образования относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой при предельных значениях параметров нефти приведен в приложении Б.

• 6.4.1.5  Результат поверки признают положительным, если значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой не превышает ±0,25 %.

• 6.4.2 Контроль относительной погрешности измерений массы нетто нефти

  • 6.4.2.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти системой определяют расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 5Мн, %, вычисляют по формуле

ЗМ_Н =±1,1-

AW^₊AW^₊AW^_C \ W^ + W^ + WscY I 100 J

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

AWmb - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

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

AWxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей %;

Wmb - максимальное значение массовой доли воды, %;

W_Mn - максимальное значение массовой доли механических примесей, %;

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей, %.

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

  

(5)

где Афхс - предел допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³.

• 6.4.2.3 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

, ₍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 2477-2014 "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.

• 6.4.2.4 Максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

W_xc=0.1-^,                           (7)

Рмин

где фхс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³.

• 6.4.2.5 Результат вычислений по формуле (4) выражают двумя значащими цифрами в соответствии с СТ СЭВ 543. Сохраняемую значащую цифру в относительной погрешности измерений массы брутто нефти при округлении увеличивают на единицу, если отбрасываемая цифра неуказываемого младшего разряда больше либо равна пяти, и не изменяют, если она меньше пяти в соответствии с ГОСТ Р 8.736.

• 6.4.2.6 Структура образования относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой при предельных значениях параметров нефти приведена в приложении В.

• 6.4.2.7  Результат поверки признают положительным, если значение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой не превышает ±0,35 %.

• 7.1 Положительные результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке и (или) записью в паспорте (формуляре), заверяемой подписью поверителя и знаком поверки.

• 7.2 Особенности конструкции системы не позволяют нанести знак поверки непосредственно на систему. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или на паспорт (формуляр) системы.

• 7.3 Если в процессе эксплуатации системы была допущена замена отказавшего средства измерений, входящего в состав системы, на другое, оформляется свидетельство о поверке на систему.

• 7.4 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют, гасят знак поверки и выдают извещение о непригодности с указанием причин.

А.1 Поверку средств измерений, входящих в состав системы и предназначенных для измерений нескольких величин или имеющих несколько поддиапазонов измерений, но используемых для измерений меньшего числа величин или на меньшем числе поддиапазонов, или в более узком диапазоне измерений, допускается проводить на основании письменного заявления владельца системы, оформленного в произвольной форме.

А.2 Поверку расходомера ультразвукового LEFM 280CiRN, регистрационный №48747-11, осуществляют на месте эксплуатации системы по документу МП 0113-2-2013 "Инструкция. ГСИ. "Расходомеры ультразвуковые LEFM 280CiRN-M. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 25 декабря 2013 г.

А.З Поверку расходомера ультразвукового LEFM 280CiRN-M, регистрационный № 58858-14, осуществляют на месте эксплуатации системы по документу МП 0113-2-2013 "Инструкция. ГСИ. "Расходомеры ультразвуковые LEFM 280CiRN-M. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 25 декабря 2013 г.

А.4 Поверку преобразователя плотности жидкости измерительного (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модели 7835, регистрационный № № 15644-06, осуществляют на месте эксплуатации системы по МИ 2816-2012 "Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации" или МИ 2403-97 "Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные вибрационные "Солартрон" типов 7830, 7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации".

А.5 Поверку датчика температуры 644, 3144Р модели 3144Р, регистрационный № 39539-08, осуществляют по МИ 2672-2005 "ГСИ. Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии ATC-R исполнения "В" фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания" или по инструкции "Датчики температуры 644, 3144Р. Методика поверки", утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" август 2008 г.

А.6 Поверку преобразователя давления измерительного 3051, регистрационный № 14061-10, осуществляют по МИ 1997-89 "Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки" или по документу МП 14061-10 "Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" 08.02.2010 г.

А.7 Поверку преобразователя давления измерительного 3051S, регистрационный № 24116-08, осуществляют по МИ 1997-89 "Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки" или по документу "Преобразователи давления измерительные 3051S. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" 17.12.02 г.

А.8 Поверку влагомера нефти поточного УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10 осуществляют по МИ 2366-2005 2005 "Рекомендация. ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки".

А.9 Поверку преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительного моделей 7825, 7826, 7827, 7828, 7829 модификации 7827, регистрационный № 15642-06, осуществляют по методикам поверки:

• - в динамическом режиме по МИ 3001-2006 "Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости поточные моделей 7827 и 7829 фирмы "Solartron Mobrey Lemitted". Методика поверки в динамическом режиме";

-на месте эксплуатации по МИ 3119-2008 "Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительного моделей 7827 и 7829. Методика поверки на месте эксплуатации;

• - в условиях лаборатории по МИ 3302-2010 "Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки";

• - РД 50-294-81 "Методические указания. Плотномеры вибрационные. Методы и средства поверки".

А. 10 Поверку весов настольных РВх, регистрационный № 32737-06, осуществляют по методике поверки "Многодиапазонные весовые платформы серии Р модификации РВх, PUx, PFA, PTS. Методика поверки. Раздел 10. Руководства по эксплуатации".

А. 11 Поверку установки поверочной турбопоршневой двунаправленной, регистрационный №20054-12 осуществляют по МИ 1972-95 "ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников" или по МИ 3209-2009 "Инструкция. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки с помощью поверочной установки на базе эталонных мерников".

А. 12 Поверку вычислителя расхода жидкости и газа (мод. 7950, 7951, 7955) модели 7951, регистрационный № 15645-06, осуществляют в соответствии с МИ 3054-2007 "ГСИ. Вычислители расхода моделей 7950, 7951, 7955 фирмы "MOBREY MEASUREMENT", Великобритания. Методика поверки. ЗАО "ИМС Инжиниринг" или инструкцией "ГСИ. Устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7951 фирмы "Solartron Mobrey Limited", Великобритания, входящие в состав систем измерений количества и показателей качества нефти нефтепроводной системы "Каспийский Трубопроводный Консорциум". Методика поверки", утвержденной ГНМЦ ФГУП "ВНИИР".

А. 13 Поверку преобразователя измерительного тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К модуль KFD2-STC4-EX 1.20, регистрационный № 22153-08 осуществляют по документу "Преобразователи с гальванической развязкой серии К фирмы Pepperl+Fuchs GmbH. Германия. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" 24.12.2008 г.

А. 14 Поверку манометра деформационного с трубчатой пружиной серии 3, регистрационный № 17159-08 осуществляют по МИ 2124-90 "Рекомендация. ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки".

А. 15 Поверку манометра деформационного с трубчатой пружиной серии 2 типа 233.30, регистрационный № 15142-08 осуществляют по МИ 2124.

А. 16 Поверку манометра, вакуумметра и мановакуумметра для точных измерений типов МТИ, регистрационный № 1844-63, 1844-15 осуществляют по МИ 2124.

А. 17 Поверку манометра, вакуумметра и мановакуумметра показывающего сигнализирующего ДМ 2005Сг, ДВ 2005Сг, ДА 2005Сг, ДМ 2005Сг1Ех, ДВ 2005Сг1Ех, ДА 2005Сг1Ех, регистрационный № 4041-93, осуществляют по МИ 2124-90.

А. 18 Расходомер UFM 3030, регистрационный № 32562-08, комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix, регистрационный №  42664-09, преобразователи измерительные (барьеры

искрозащиты) серии pZ 600, регистрационный № 47073-11, преобразователи разности давления подлежат калибровке в соответствии с требованиями их методик поверок при отсутствии методики калибровки.

Приложение Б (справочное) Структура образования относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Б.1 Структура образования относительной погрешности измерений массы брутто нефти по формуле (1) при предельных параметрах нефти в системе приведена в таблице Б.1.

Таблица Б.1

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

Приложение В (справочное) Структура образования относительной погрешности измерений массы нетто нефти

В.1 Структура образования относительной погрешности измерении массы нетто нефти по формуле (4) при предельных значениях параметров нефти в системе приведен в таблице В.1.

Таблица В.1

В.2 Относительная погрешность измерений массы нетто нефти не превышает ±0,35 %.

12