Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»» (МП 0505-14-2016)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»

Наименование

МП 0505-14-2016

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

I

z

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»

Методика поверки

МП 0505-14-2016

Начальник НИО-14

Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2016

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Груздев Р.Н., Загидуллин Р.И.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 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.

1 Операции поверки

При 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 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.

3 Требования безопасности

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 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».

4 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.

Таблица2 - Характеристики системы и параметры измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

нефть по

ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м3

от 700 до 6400

Избыточное давление измеряемой среды, МПа:

  • — минимально допустимое

  • — рабочее

  • — максимально допустимое

ОД от 1,0 до 4,1

5,5

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

  • - в рабочем режиме

  • - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик

0,2

0,4

Параметры измеряемой среды

Температура измеряемой среды, °C

от +8,0 до +32,0

Плотность измеряемой среды, кг/м3:

  • — при минимальной в течение года температуре измеряемой среды

  • - при максимальной в течение года температуре измеряемой среды

от 875,0 до 890,0

от 850,0 до 877,0

Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт)

от 18,0 до 130,0

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

от 25 до 100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,0147

Окончание таблицы 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Массовая доля парафина, %, не более

6,0

Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более

100,0

Массовая доля серы, %, не более

1,8

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более

100,0

Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт.ст.), не более

66,7 (500)

Содержание свободного газа, %

не допускается

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 Проведение поверки
  • 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

Наименование СИ

НД

Счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5 ' (далее - УЗР)

Документ «ГСИ. Счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5 фирмы «KROHNE ALTOMETER», Нидерланды. Методика поверки», утвержденный ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 18.03.1999 г.;

МИ 3265-2010 «Рекомендация. ГСИ. Ультразвуковые преобразователи расхода. Методика поверки на месте эксплуатации»

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными 244 к датчикам температуры и преобразователями измерительными 3144 к датчикам температуры

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи из платины, меди и никеля. Методика поверки»;

МИ 2470-2000 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи измерительные 144, 244, 444, 644, 3144, 3244MV к датчикам температуры с унифицированным выходным сигналом фирмы «Fisher-Rosemount», США. Методика периодической поверки»;

МИ 2672-2005 «Рекомендация. ГСИ. Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии ATC-R исполнения «В» фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания»

Преобразователи давления измерительные 3051

МИ 1997-89 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП)

МИ 2816-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»;

МИ 3240-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

ивк

МИ 2587-2005   «Рекомендация. ГСИ.   Комплекс

измерительно-вычислительный    ИМЦ-03.    Методика

поверки»

Манометры для точных измерений типа МТИ

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»

Счетчик жидкости

турбинный CRA/MRT 97

Документ «Счетчики жидкости турбинные CRA/MRT 97. Методика поверки», утвержденный ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 02.10.2001 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.

Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой ЗМБ, %, 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

б = ±1,1 х ^8V2 + G2 х (<52 + /?2 х 104 х А772) + ^2 х 104 х А Г2 + <52 ,

3V “ пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти с применением УЗР, %;

G - коэффициент, вычисляется по формуле

q = 1 + 2х/?хТг

“1 + 2х/?хГ/

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

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

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

где

где

(2)

й;=^-хюо

/'min

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

pmin - нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м3;

АТАТУ - абсолютные погрешности измерений температуры Т ,ТУ,°С;

3N пределы допускаемой относительной погрешности вычислений 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 ЗМИУ %, вычисляют по формуле

где

ЗМН = ±1,1х

1

змБ Y

1Л J

а^2+а<+а^д

__ \2 5

(3)

(4)

где AWB - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляется по формуле (7);

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

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

ДГж=0Дх^,                         (5)

Рн

где А^с - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм3, вычисляется по формуле (7);

рж ~ плотность нефти при условиях измерений хс, кг/м3.

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

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

Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и вычисляется по формуле

(6)

где 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

А-±

Д?22х0,5

Я

где 7? 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 поверки
  • 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.

/                 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

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель