Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 18 ПСП ЛПДС «ЮРГАМЫШ»» (МП 0518-14-2016)

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

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 18 ПСП ЛПДС «ЮРГАМЫШ»

Методика поверки

МП 0518-14-2016

Начальник НИО-14

______¹ 'г,'          Р.Н. Груздев

Тел. отдела: +7 (843) 299-70-52

Казань

2016

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

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора

Тайбинский

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 18 ПСП ЛПДС «ЮРГАМЫШ»

Методика поверки

МП 0518-14-2016

Начальник НИО-14

_____Р.Н. Груздев

Тел. отдела: +7 (843) 299-70-52

Казань

2016

Груздев Р.Н., Загидуллин Р.И.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 18 ПСП ЛИДС «Юргамыш» (далее - система) и устанавливает методику первичной (до ввода в эксплуатацию и после ремонта) и периодической (в процессе эксплуатации) поверки.

Интервал между поверками системы - 12 месяцев.

Интервал между поверками (калибровками) средств измерений (СИ) из состава системы:

• - преобразователи расхода жидкости ультразвуковые DFX-MM (далее - УПР), преобразователи давления измерительные SITRANS Р типа 7MF (DSIII), термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR, преобразователи измерительные серии iTEMP модели ТМТ82, преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК), контроллер программируемый логический PLC Modicon серии Modicon Quantum, манометры МП - не реже 12 месяцев;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 - не реже 36 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСП. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

• 2.2 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки СИ, входящих в состав системы, приведенных в таблице 4 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.

• 3.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

- в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. № 101 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством 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 НД;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановлением 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 -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом 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.

• 3.2 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности согласно Свода правил СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» помещение блок-бокса блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК) относится к категории А, площадка блока измерительных линий (БИЛ) и узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ) - Ан, операторная - Д, по классу взрывоопасных зон согласно Правилам устройства электроустановок - помещение блок-бокса БИК относится к классу В-1а, площадка БИЛ и узла подключения передвижной ПУ -В-1г, согласно ГОСТ 30852.9-2002 (МЭК 60079-10:1995) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон» система относится к классу 2. В соответствии с ГОСТ 30852.11-2002 (МЭК 60079-12:1978) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам» нефть относится к категории взрывоопасносной смеси - ПА. В соответствии с ГОСТ 30852.5-2002 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения» нефть относится к группе взрывоопасной смеси ТЗ.

• 3.3 Площадка системы должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 3.4 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0-2002 «Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 0. Общие требования».

• 3.5  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

• 3.6 В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания системы разрабатываются инструкция по эксплуатации системы, инструкции по видам работ, регламент взаимоотношений между диспетчерскими службами принимающей и сдающей сторон.

Условия поверки

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

Окончание таблицы 2 Характеристики системы и параметры 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.

При проведении проверки идентификационных данных ПО проверяют соответствие номера версии и идентификационного наименования ПО, указанного в описании типа.

Для просмотра идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных ИМЦ-07 необходимо выбрать меню «Основные параметры» —*■ «Просмотр» —> «О программе».

Для просмотра идентификационных данных ПО «Форвард» необходимо выбрать меню «О программе».

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуаций отсутствуют информация о сбоях системы, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблице 3.

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 4, или в описании типа на

соответствующий тип СИ, с учетом требований, предъявляемых к системе. Таблица 4 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 4 - СИ и методики их поверки

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, установленный в БИК, преобразователи давления измерительные SITRANS Р типа 7MF (DSIII), предназначенные для измерений разности давления допускается калибровать не реже одного раза в год. При отсутствии методики калибровки калибровку проводят по методике поверки.

Все операции, связанные с подготовкой и проведением поверки, выполняют в соответствии с НД на методики поверки, приведенными в таблице 4.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти.

Относительную погрешность системы при измерении массы брутто нефти 8М,., %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при косвенном методе динамических измерений и 8

измерении объема нефти с применением УПР и плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера при приведении результатов измерений объема и плотности нефти к стандартным условиям вычисляют по формуле

8М_б = ±1,1 х+ О²х(Д²+/?²хЮ⁴хДГ²) + /?²хЮ⁴хДГ² + Д² ,         (1)

где 8_V - относительная погрешность измерений объема нефти, %. За 8_V принимают относительную погрешность УПР.

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

_с=1 + 2х£хГ

1 + 2х^х7;

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 или ареометра, %, вычисляют по формуле

8_р=^-*100                                   (3)

Р min

где Ар - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП или ареометра, кг/м³;

Ртт ~ нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м³;

ДГ , АТ,. - абсолютные погрешности измерений температуры Т_р.Т,., °C;

8_Ы - пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов ИВК в значения массы брутто нефти, %.

Поверку УПР на месте эксплуатации в рабочем диапазоне измерений объемного расхода выполняют в автоматизированном режиме с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной (далее - ТПУ).

Значения относительных и абсолютных погрешностей составляющих формулы (1) 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, %,

вычисляют по формуле

где AJV„ - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляют по формуле (7);

А1Т_Ш - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

AW_XC ~ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %,

вычисляемая по формуле

ЫГ_К =0,1х^К-,

Рн

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

р_х - плотность нефти при условиях измерений <р_хс , кг/м³.

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

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

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

вычисляемая по формуле

V/ = о 1 х ~^хс-^vv ХС V, 1 А

Рн

где <р_хс - массовая концентрация хлористых солей 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 «ГСП. 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».

Воспроизводимость R метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти не должна превышать ± 0,35 %.

• 6.5.4 Если на СИ, входящее в состав СИКН, имеются действующие свидетельства о поверке, то определение метрологических характеристик СИКН проводят по результатам их поверки.

Оформление результатов поверки

• 6.6 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме Приложения 1 к Порядку 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.

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

11