Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ООО «Газпромнефть - Оренбург»» (МП 0489-14-2016)
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
Федеральное государственное унитарное предприятие '«Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии»
Государственный научный метрологический центр
ФГУП «ВНИИР»
УТВЕРЖДАЮ
Заместитель директора
А.С. Тайбинский
« 21 » октября 2016 г.
ИНСТРУКЦИЯ
Государственная система обеспечения единства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти ООО «Газпромнефть - Оренбург»
Методика поверки
МП 0489-14-2016
г. Казань
2016
ачальник НИО-14
____Р.Н. Груздев
Тел.: (843)299-72-00
РАЗРАБОТАНА |
ФГУП «ВНИИР» |
ИСПОЛНИТЕЛИ |
Груздев Р.Н., Загидуллин Р.И. |
УТВЕРЖДЕНА |
ФГУП «ВНИИР» |
Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти ООО «Газпромнефть - Оренбург» (далее - система) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок системы.
Интервал между поверками — 12 месяцев.
1 Операции поверкиПри проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Операции поверки
Наименование операции |
Номер пункта инструкции |
Проведение операции при | |
первичной поверке |
периодической поверке | ||
Проверка комплектности технической документации |
6.1 |
Да |
Нет |
Подтверждение соответствия программного обеспечения системы |
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 Рабочий эталон 1 или 2 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» или ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости», обеспечивающий проведение поверки счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модификации CMF 400 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ).
-
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 СИ утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной инструкции.
При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:
-
- в области охраны труда - Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 г. № 197-ФЗ (ред. 03.07.2016 г. с изменениями и дополнения, вступившими в силу с 03.10.2016 г.);
-
- в области промышленной безопасности - Федеральный закон от 21.07.97 г. № 116-ФЗ (ред. 02.06.2016 г.) «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 г. № 101 (ред. 12.01.2015 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 от 27.12. 2012 г. № 784 «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»);
-
- в области пожарной безопасности - Федеральный закон от 21.12.1994 г. № 69-ФЗ (ред. 23.06.2016 г.) «О пожарной безопасности», Федеральный закон Российской Федерации от 22.07.2008 г. № 123-ФЗ (ред. 03.07.2016 г.) «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25.04.2012 г. № 390 (ред. 06.04.2016 г.) «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 по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утверждены Приказом Минтруда России от 24.07.2013 г. № 328н (ред. 19.02.2016 г.) «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок»), Приказ Минэнерго РФ от 13.01.2003 г. № 6 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;
-
- в области охраны окружающей среды - Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ (ред. 03.07.2016 г.) «Об охране окружающей среды». Федеральный закон от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ (ред. 03.07.2016 г.) «Об отходах производства и потребления»
При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.
Характеристики системы и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.
Соответствие параметров измеряемой среды, указанных в таблице 2, проверяют по данным актов приема-сдачи нефти.
Таблица 2 - Характеристики системы и параметры измеряемой среды
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м3/ч (т/ч) |
от 30 (35) до 300 (400) |
Избыточное давление измеряемой среды, МПа:
|
от 2,0 до 5,0 6,3 |
Параметры измеряемой среды | |
Измеряемая среда |
нефть нестабильная по СТО 51-526-2015 «Нефть нестабильная Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Стандарт организации» |
Температура измеряемой среды, °C |
от +10 до +40 |
Плотность измеряемой среды, кг/м3:
|
850 750 |
Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2/с (сСт), не более |
12 |
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
Окончание таблицы 2
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
400 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
Содержание свободного газа |
не допускается |
При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, НД на методики поверки СИ и эксплуатационной документацией на СИ. входящих в состав системы.
6 Проведение поверки-
6.1 Проверка комплектности технической документации
Проверяют наличие:
-
- действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, входящих в состав системы и подлежащие поверке;
-
- действующих сертификатов о калибровке и (или) оттисков калибровочных клейм на СИ, входящих в состав системы и подлежащие калибровке;
-
- эксплуатационно-технической документации на СИ, входящих 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 комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Руководство оператора. РХ.7000.01.01 РО».
-
Для просмотра версии ПО, контрольной суммы и других сведений необходимо в строке меню выбрать «Контекстное меню» (3 вертикальных точки в правом верхнем углу экрана), затем выбрать пункт «О программе». На экране появится окно с идентификационными данными ПО ИВК.
-
6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы «Форвард» проводят в следующей последовательности:
-
- на главном окне программы необходимо нажать вкладку «О программе», находящуюся в левом верхнем углу экрана; в открывшемся окне приведены сведения о версии ПО;
-
- далее необходимо нажать вкладку «Модули»; в открывшемся окне приведены сведения о идентификационном наименовании модуля ПО и его контрольная сумма.
-
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 нс 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
Наименование СИ |
НД |
СРМ |
Рекомендация «ГСП. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИМС» 25.07.2010 г.; МИ 3313-2011 «Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки с помощью эталонного счетчика-расходомера массового» |
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными Rosemount 644 |
ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи из платины, меди и никеля. Методика поверки»; 12.5314.000.00 МП «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи измерительные Rosemount 644. Rosemount 3144Р. Методика поверки» |
Преобразователи давления измерительные EJA |
МИ 2596-2000 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные EJA производства фирмы «Yokogawa Electric Corporation», Япония. Методика поверки» |
Преобразователи давления измерительные EJX |
Методика «ГСИ. Преобразователи давления измерительные EJX. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИМС» в 2004 г. |
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
МИ 3240-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки» |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
МИ 2366-2005 «Рекомендация. ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки» |
ИВК |
МИ 3395-2013 «Рекомендация. ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07. Методика поверки» |
Манометры показывающие МПА-Кс |
МИ 2124-90 «Рекомендация. ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры. напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки» |
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки» |
Расходомер ультразвуковой UFM 3030 |
МП 48218-11 «ГСИ. Расходомеры ультразвуковые UFM 3030, UFM 3030-300, UFM 500-030, UFM 500-300. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2011 г. |
СИ. не участвующие в определении массы нефти или, результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, допускается калибровать не реже одного раза в год в соответствии с действующими НД.
-
6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой.
При прямом методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти системой принимают равной относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением СРМ.
Относительная погрешность измерений массы брутто нефти системой не должна превышать ± 0,25 %.
-
6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой.
Относительную погрешность измерений массы нетто нефти системой 8Мн, %.
определяют по формуле
f XJIH I i QQ j
i
t
где Xw - массовая доля дегазированной нефти.
СТО 51-526,%;
ДИЛЙ - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в дегазированной нефти в лаборатории, %. вычисляется по формуле (7); при измерении объемной доли поточным влагомером (ВП) вычисляется по формуле
лгу _
н ~
Рн
где by,,-абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВП, %;
рн - плотность воды при условиях измерений <рн. кг/м3, вычисляется по формуле
рн = 999.97358х (1 -(7,0134х 10’8 х Д/ + 7,926504х 104’ х Д/2 -
7,575677 х 10'8 х Дг’ + 7,314894 х 1010 х Д/4 - 3,596458x1012 х Д/5)) х ,
х(Д1Гв2 + Д^.+Д^„)
100 100 J
определенная в лаборатории по
воды
(2)
(3)
х(1 + (5,074 х 1 (Г* - 3,26 х 1 О'6 х tyilK + 4,16 х 10 х х Г;,11К) х Руик)
где 4t = tyHK -3.9818,
tyHK - текущее значение температуры нестабильной нефти в УИК, °C; РУЯА, —текущее значение давления нестабильной нефти в УИК. МПа. рл - плотность нефти при условиях измерений (рн, кг/м3;
ДИ^. - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в дегазированной нефти, %, вычисляется по формуле
ДИ\г=0,1х^^, (4)
Рн
где Д^Х(- - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в дегазированной нефти, мг/дм3;
рл - плотность дегазированной нефти при условиях измерений (рхс , кг/м3;
AIKv/7 ~ абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в дегазированной нефти. %;
WH - массовая доля воды в дегазированной нефти, %. определенная в лаборатории:
При измерении объемной доли воды ВП массовая доля воды вычисляется по формуле
ш _<Рн*Ри н „в
(5)
где (рн - объемная доля воды в нефти. %, измеренная ВП;
- массовая доля хлористых солей в дегазированной нефти, %, определенная в лаборатории и вычисляемая по формуле
Рн
(6)
где (рхс - массовая концентрация хлористых солей в дегазированной нефти, мг/дм3, определенная в лаборатории.
~ массовая доля механических примесей в дегазированной нефти, %. определенная в лаборатории.
Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти в лаборатории определяют по результатам оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в лаборатории, проводящей испытания при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002 «Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения» - ГОСТ Р ИСО 57256-2002 «Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике».
Допускается для оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в лаборатории определять абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти 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 показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле
(7)
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 измерений массы нетто нефти системой не должна превышать ± 0,35 %.
7 Оформление результатов поверки7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме Приложения 1 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.
На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают диапазон измерений массового 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 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.
9