Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №102 ПСП «ТАЙШЕТ-2» ФИЛИАЛА «ИРКУТСКОЕ РНУ» ООО «ТРАНСНЕФТЬ-ВОСТОК»» (МП 0439-14-2016)

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

УТВЕРЖДАЮ

/ А.С. Тайбинский

г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №102

ПСП «ТАЙШЕТ-2» ФИЛИАЛА «ИРКУТСКОЕ РНУ» ООО «ТРАНСНЕФТЬ-ВОСТОК» Методика поверки

МП 0439-14-2016

Начальник отдела          Груздев Р.Н.

Тел. отдела: +7 (843) 29^70-52

Казань

2016

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

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

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

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

• - преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ250-2000N с Ду 250 мм, датчики температуры 644, преобразователи давления измерительные 3051 модели 3051TG и 3051 CG (предназначенные для измерения избыточного давления), влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829), преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835), контроллеры измерительные FloBoss S600+, весы платформенные ЕВЗ модификации ЕВЗ-1500, компаратор весовой ВК модификации ВК-20М, гиря класса точности Fi (20) кг, гири класса точности Mi, преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н, мерники металлические образцовые 1-го разряда Mlp-500, Mlp-200, М1р-100 и М1р-20, расходомер-счетчик турбинный «Турбоскад-50-16», манометры показывающие для точных измерений МПТИ, контроллер программируемый SIMATIC S7-400 - не реже 12 месяцев;

• - установка поверочная трубопоршневая двунаправленная - не реже 24 месяца;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 и преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии J1Z600 - не реже 36 месяцев.

Интервал между калибровками СИ из состава СИКН:

• - преобразователи давления измерительные 3051 модели 3051 CD (предназначенные для измерения дифференциального давления), преобразователи давления AUTROL модели АРТ3100, расходомер UFM 3030 и преобразователи измерительные серии MINI - не реже 12 месяцев.

1. Операции поверки

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

• 2.1 Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ) с верхним пределом диапазона объемного расхода 1775 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.

• 2.2 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).

• 2.3 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.

• 2.4 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 ± (0,1+0,0011+0,1) °C, пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления ±0,1 %.

• 2.5 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.

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

• 2.7  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 СИКН 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 СИКН 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 СИКН разрабатываются инструкция по эксплуатации СИКН, инструкции по видам работ, регламент взаимоотношений между диспетчерскими службами принимающей и сдающей сторон.

Поверка проводится в условиях эксплуатации СИКН.

Подготовку средств поверки и СИКН 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 СИКН и СИ, входящие в ее состав.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

  • 6.2.1 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss модели 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 СИКН должны соответствовать данным указанным в описании типа на СИКН.

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

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

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

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

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

  • 6.4.2 Проверяют герметичность СИКН.

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

• 6.5 Определение метрологических характеристик

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

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

соответствии с НД, приведенными в таблице 2. Таблица 2

Продолжение таблицы 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

Окончание таблицы 3

• 6.5.2 Определение , относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением СИКН

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти с применением СИКН 5М_б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», определяют по формуле

8т = ±1,1 • 8^ + 8_р+8? +8^ ,                                        (1)

где 8_У - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти с применением ТПР, %;

8_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с применением ПП₅ ареометра или лабораторного плотномера, %, определяются по формуле;

§_р=^-100, (2) Pmin

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

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

8_Т - составляющая относительной погрешности измерений массы нефти за счет абсолютных погрешностей измерений температур Т_у, Т , %, вычисляемая по формуле

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;

КГ_р, КГ_У - абсолютные погрешности измерений температур Т_р, Т_у ,°С;

6_N - пределы допускаемой относительной погрешности расчета массового расхода, %.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти с применением СИКН не должна превышать ± 0,25 %.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН

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

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН 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 СИКН указывают диапазон измерений объемного расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

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

И