Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 266 НА ПСП «МАЛАЯ ПУРГА» ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»» (МП 0542-9-2016)

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 № 266 НА ПСП «МАЛАЯ ПУРГА» ОАО «УДМУРТНЕФТЬ» Методика поверки

МП 0542-9-2016

Началь

Тел. о

ела НИО-9

_ К.А. Левин af (843)273-28-96

г. Казань

2016

Левин К.А., Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 266 на ПСП «Малая Пурга» ОАО «Удмуртнефть» (далее -СИКН) и устанавливает методику и средства их первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица!

• 2.1 Перечень эталонов применяемых при поверке:

Применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - СИ), перечисленных в таблице 4.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• -  Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими нормативными документами (НД);

• -  правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• -  правилами технической эксплуатации электроустановок;

• -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав СИКН.

• 6.2 Проверка идентификации и защиты ПО СИКН.

  • 6.2.1 Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

Таблица2 - Идентификационные данные ПО СИКН

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав СИКН четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.4 Опробование

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

  • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКН в соответствии с инструкции по эксплуатации СИКН, возможность получения отчета.

  • 6.4.3 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 4.

ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

Продолжение таблицы 3 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 3 - СИ и методики их поверки

Преобразователи измерительные Сапфир-22ДЦ, манометры показывающие для точных измерений МПТИ, предназначенные для измерений разности давления и счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш, установленный в блоке измерений показателей качества нефти, подлежат калибровке или поверке один раз в год.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

6.5.2.1 При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти не должна превышать ± 0,25% для рабочих и резервного СРМ, ±0,2% для резервно-контрольного СРМ, применяемого в качестве контрольного.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 8М_н, %, при прямом

методе динамических измерений определяют расчетным путем по формуле

I 100 J

где 8Мб_Р - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

А1Г_в - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

W_e - массовая доля воды в нефти, %,

А1Г„ - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %;

W_n - массовая доля механических примесей в нефти, %,;

AW_XC - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %

W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений А, %, вычисляют по формуле

_л _Jr²-0,5^ л/2

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды»;

• - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей»;

-для массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости.

6.6.Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы нетто нефти не превышает ± 0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН по форме приложения 1 Приказа Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.3 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

7