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)
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 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 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 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.
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/ч |
от 700 до 6400 |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа:
|
ОД от 1,0 до 4,1 5,5 |
|
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:
|
0,2 0,4 |
|
Параметры измеряемой среды | |
|
Температура измеряемой среды, °C |
от +8,0 до +32,0 |
|
Плотность измеряемой среды, кг/м3:
|
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
8Мб = ±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
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)
/'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
(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 (рхс, 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 <рхс - 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?2-г2х0,5
Я
(П
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.
*д
/ 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