Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (МП 0506-14-2016)

1

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 показателей качества нефти

«СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» Методика поверки

МП 0506-14-2016

Начальник НИО-14

______Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2016

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (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  Рабочий эталон 1 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

• 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 применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

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 - Федеральным законом 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 утверждений 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

Окончание таблицы 2

5 Подготовка к поверке

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.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, входящие в состав системы, эксплуатационно-технической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения системы.

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

• 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03. Руководство оператора. Нефть, нефтепродукты. Преобразователи объемного расхода. РХ.342.03.01.000 РО».

Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК необходимо в меню «Основное меню» выбрать пункт «Просмотр 2». В меню «Просмотр 2» выбрать пункт «Версия программы». На экране появится окно с идентификационными данными ПО ИВК.

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы «Rate АРМ оператора УУН».

Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора системы необходимо в главном окне программы нажать вкладку «Версия». В открывшемся окне нажать вкладку «Получить данные по библиотеке». На экране появится окно с идентификационными данными ПО АРМ оператора.

• 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, допускается калибровать не реже одного раза в год в соответствии с действующими НД.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой.

Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой ЗМ_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 УЗР и плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера проводят по формуле

8М_б = ±1,1 х     + G² х + /?² х 10⁴ х АГ²) +   х 10⁴ х АТ² + 8N² ,        (1)

где З_у — пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти с применением УЗР, %;

G - коэффициент, вычисляется по формуле

1 + 2хДхГ_р

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

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

З_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера, %, вычисляется по формуле

<5_р=^-х100                                      (3)

Дпш

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

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

кТ_р, АТ_У - абсолютные погрешности измерений температуры Г_р,Г_г,°С;

3N - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислениях массы брутто нефти, %.

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 ЗМ_Н> %, вычисляют по формуле

Л²

(4) где AfFg — абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляется по формуле (7);

Air_w77 - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, вычисляется по формуле (7);

ЛРК_ХС - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

ДЖ_к=0,1х^,                           (5)

Рн

где &<р_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, вычисляется по формуле (7);

р*^с - 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

вычисляется по формуле

W -О’^Фхс

^гг хс хс ⁵

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

₍₇₎ л/2

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 %.

7.1 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 объемного расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

12 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.