Методика поверки «ГСИ. РЕЗЕРВНАЯ СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №102 ПСП «ТАЙШЕТ-2» ФИЛИАЛА «ИРКУТСКОЕ РНУ» ООО «ТРАНСНЕФТЬ-ВОСТОК»» (МП 0438-14-2016)

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

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

РЕЗЕРВНАЯ СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА

НЕФТИ №102 ПСП «ТАЙШЕТ-2» ФИЛИАЛА «ИРКУТСКОЕ РНУ» ООО «ТРАНСНЕФТЬ-ВОСТОК»

Методика поверки

МП 0438-14-2016

Начальник отдела          Груздев Р.Н.

Тел. отдела: +7 (843) 299-70-52

Казань

2016

Настоящая инструкция распространяется на резервную систему измерений количества и показателей качества нефти №102 ПСП «Тайшет-2» филиала «Иркутское РНУ» ООО «Транснефть-Восток» (далее - РСУ) и устанавливает методику периодической (первичной) поверки при эксплуатации, а так же после ремонта.

Интервал между поверками РСУ - не реже 12 месяцев.

Интервал между поверками средств измерений (СИ) из состава РСУ:

• - расходомер UFM 3030, установленный на измерительной линии, датчики температуры 644, преобразователи давления измерительные 3051 модели 3051TG (предназначенные для измерения избыточного давления), контроллер измерительный FloBoss S600, комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкости и газа «АБАК», плотномер типа ПЛОТ-3 модификации ПЛОТ-ЗМ, манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф, манометр показывающий R, манометр электронный ЭКМ, термопреобразователь универсальный ТПУ 0304, манометры показывающие для точных измерений МПТИ, контроллер программируемый SIMATIC S7-400 - не реже 12 месяцев;

термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии pZ600 и преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьер искрозащиты) серии К — не реже 36 месяцев.

Интервал между калибровками СИ из состава РСУ:

• - преобразователи давления измерительные 3051 модели 3051 CD (предназначенные для измерения дифференциального давления), расходомер ультразвуковой UFM 3030 (в составе оперативного блока измерений показателей качества нефти) - не реже 12 месяцев.

1. Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица 1

• 2.3 Калибратор многофункциональный MCx-R модификации MC5-R-IS в комплекте с внешним модулем давления EXT 250-IS, нижний предел воспроизведения давления 0 МПа, верхний предел воспроизведения давления 25 МПа, пределы допускаемой основной погрешности внутреннего модуля измерения давления INT60-IS ± (0,0025 % от показаний + 0,01 % от верхнего предела), предел допускаемой основной погрешности внешнего модуля измерения давления EXT250-IS ± (0,025 % от показаний + 0,015 % от верхнего предела).

• 2.4 Калибратор температуры серии ATC-R модели АТС 156 (исполнение В) в комплекте с угловыми термометрами, диапазон воспроизводимой температуры от минус 45 °C до 155 °C, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности канала измерения температуры (TRUE) со штатным платиновым термопреобразователем сопротивления углового типа (только для исполнения «В») ± 0,04 °C.

• 2.5 Установка переносная пикнометрическая Аргоси, диапазон измерений плотности от 500 до 2000 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,1 кг/м³, пределы измерений температуры ± (0,l+0,001t+0,1) °C, пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления ±0,1 %.

• 2.6 Устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон», пределы допускаемой основной абсолютной погрешности задания силы постоянного тока ± 0,003 мА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности задания периода следования импульсов ± 0,001 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности формирования количества импульсов между сигналами «Старт» и «Стоп» имитатора детекторов ТПУ - 0 имп.

• 2.7 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 2 настоящей инструкции.

• 2.8  Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в НД, приведенных в таблице 2 настоящей 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 № 101 от 12 марта 2013 г. «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 нормативными документами;

• - 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 помещение РСУ относится к категории А Свода правил СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», а по классу взрывопожарных зон - В-1а по Правилам устройства электроустановок, по категории и группе взрыво-пожароопасной смеси - ПА - ТЗ по ГОСТ 30852.13 - 2002 «Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)».

• 3.3 Площадка РСУ должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правилам 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 РСУ разрабатываются инструкция по эксплуатации СИКН, инструкции по видам работ, регламент взаимоотношений между диспетчерскими службами принимающей и сдающей сторон.

Поверка проводится в условиях эксплуатации РСУ.

Подготовку средств поверки и РСУ осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие:

• - действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на средства измерений, приведенные в таблице 2 настоящей инструкции;

• - действующих сертификатов о калибровке и (или) оттисков калибровочных клейм на средства измерений, приведенные в таблице 3 настоящей инструкции;

• - эксплуатационно-технической документации на РСУ и СИ, входящие в ее состав.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

  • 6.2.1 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

а) включить питание ИВК, если питание было выключено;

б) дождаться после включения питания появления на дисплее ИВК главного меню или войти в главное меню;

в)  в главном меню нажатием клавиши «5» выбрать пункт меню «5. SYSTEM SETTINGS»;

г) нажатием клавиши «7» выбрать пункт меню «7. SOFTWARE VERSION»;

д) нажатием клавиши «Стрелка вправо» получить идентификационные данные со следующих экранов:

• 1) VERSION CONTROL FILE CSUM - контрольная сумма;

• 2) VERSION CONTROL APPLICATION SW - версия программного обеспечения ИВК.

• 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора «ОЗНА-Flow» проводят в следующей последовательности:

а) нажать левой кнопкой "мыши" по кнопке "МЕНЮ" в верхней правой части окна мнемосхемы;

б) в раскрывшейся вкладке "МЕНЮ" выбрать «ОЗНА-Flow...»;

в) в открывшемся окне «ОЗНА-Flow» отображается цифровой идентификатор ПО;

г) для проверки цифрового идентификатора ПО необходимо нажать кнопку «Вычислить» в правой нижней части окна.

Полученные результаты идентификации ПО РСУ должны соответствовать данным указанным в описании типа на РСУ.

В случае, если идентификационные данные ПО РСУ не соответствуют данным указанным в описании типа на РСУ, поверку прекращают. Выясняют и устраняют причины вызвавшие не соответствие. После чего повторно проверяют идентификацию данных ПО РСУ.

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие РСУ следующим требованиям:

• - комплектность РСУ должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах РСУ не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на компонентах РСУ должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на методику поверки СИ, входящих в состав РСУ.

  • 6.4.2 Проверяют герметичность РСУ.

На элементах и компонентах РСУ не должно быть следов протечек нефти.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

  • 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав РСУ.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав РСУ, проводят в

соответствии с НД, приведенными в таблице 2. Таблица 2

Окончание таблицы 2

СИ, не участвующие в определении массы нефти или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат калибровке в соответствии с действующими НД, приведенными в таблице 3.

Таблица 3

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти РСУ

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти с применением РСУ дМ_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», определяют по формуле

дт = ±1,1 • d_v² + 5²+д² +   ,

где      - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти с

применением УЗР (берут из свидетельства о поверки УЗР), %;

б_р — пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера, %, определяются по формуле; ¹

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

Т_р.,Ту — температура нефти на момент поверки при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C;

КГ , АТу - абсолютные погрешности измерений температур Т_р9Ту₉°С;

- пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении массы, %.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти с применением РСУ не должна превышать ± 0,56 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке РСУ в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 (далее - порядок проведения поверки СИ).

На оборотной стороне свидетельства о поверке РСУ указывают диапазон измерений объемного расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке РСУ.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки РСУ к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с порядком проведения поверки СИ.

9

¹

=-^--100, (2) Pmin

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

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

б_т - составляющая относительной погрешности измерений массы нефти за счет абсолютных погрешностей измерений температур Т_у, Т , %, вычисляемая по формуле