Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 248» (МП 0401-14-2016)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 248

Наименование

МП 0401-14-2016

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

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 № 248 Методика поверки

МП 0401-14-2016

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 № 248 (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 документа по поверке

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 или 2 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» или ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости».

  • 2.2 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки 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;

  • - в области промышленной безопасности - Федеральным законом от 21.07.97 г.

№  116-ФЗ «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 «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»), а также другими действующими нормативными документами;

  • - в области пожарной безопасности - Федеральный закон от 21.12.1994 г. № 69-ФЗ «О пожарной безопасности», Федеральный закон Российской Федерации от 22.07.2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25.04.2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21-01-97 «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 «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 «Об охране окружающей среды», Федеральный закон от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ «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.

Таблица 2 ■ Характеристики системы и параметры измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м3/ч (т/ч)

от 74 (62,53) до 450 (380,25)

Избыточное давление измеряемой среды, МПа:

  • - минимально допустимое

- максимально допустимое

  • - расчетное

4,9

5,5

6,3

Параметры измеряемой среды

Измеряемая среда

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

Температура измеряемой среды, °C

от +10 до +40

Плотность измеряемой среды, кг/м3:

  • - при рабочих условиях

  • - приведенная к стандартным условиям (избыточное давление 0 МПа и температура 20 °C)

от 845 до 860

от 830 до 850

Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2/с (сСт), не более

7,55

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Содержание свободного газа, %

не допускается

5 Подготовка к поверке

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

  • 6.1 Проверка комплектности технической документации

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

  • 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) системы.

  • 6.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Руководство оператора. РХ.7000.01.01 РО».

Для просмотра версии ПО. контрольной суммы и других сведений необходимо в строке меню выбрать «Контекстное меню» (3 вертикальных точки в правом верхнем углу экрана), затем выбрать пункт «О программе». На экране появится окно со сведениями о ПО ИВК (Рисунок 1).

Рисунок 1

  • 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы «Форвард» проводят в следующей последовательности:

  • - на главном окне программы необходимо нажать вкладку «О программе», находящуюся в левом верхнем углу экрана; в открывшемся окне приведены сведения о версии ПО;

  • - далее необходимо нажать вкладку «Модули»; в открывшемся окне приведены сведения о идентификационном наименовании модуля ПО и его контрольная сумма.

  • 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-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ)

МИ 3151-2008 «ГСП. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»;

МИ 3189-2009 «Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы «Emerson Process Management».     Методика     поверки     комплектом

трубопоршневой поверочной установки и поточного преобразователя плотности»

Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 в комплекте с преобразователями измерительными Rosemount 644

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

12.5314.000.00 МП «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р. Методика поверки»

Преобразователи давления измерительные 3051

МП 14061-10 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки», утвержденная   ГЦИ   СИ   ФГУП   «ВНИИМС»

08.02.2010 г.

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

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

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

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

МИ 2366-2005 «Рекомендация. ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки»

ИВК

МИ   3395-2013   «Рекомендация.   ГСИ.   Комплексы

измерительно-вычислительные ИМЦ-07. Методика поверки»

Наименование СИ

НД

Манометры показывающие для точных измерений МИТИ

5Ш0.283.421   МП   «Манометры,   вакуумметры   и

мановакуумметры показывающие для точных измерений МИТИ, ВИТИ и МВПТИ. Методика поверки»;

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»

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 системы при измерении массы брутто нефти.

В соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений относительную погрешность системы при измерении массы брутто нефти принимают равной относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением СРМ.

Относительная погрешность системы при измерении массы брутто нефти не должна превышать ± 0,25 %.

  • 6.5.3 Определение относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти.

Относительную погрешность системы при измерении массы нетто нефти Н, %,

вычисляют по формуле

(1)

где АИД - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляется по формуле (6);

При измерении объемной доли воды поточным влагомером вычисляется по формуле

аи; =                                                    (2)

Рн

где Д<рв - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды поточным влагомером, %;

рв - плотность воды при условиях измерений в, кг/м3;

р':, - плотность нефти при условиях измерений в, кг/м3;

АИД//7 - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, вычисляется по формуле (6);

АИД(. - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

AWX.. = O,lx

(3)

где A<pvr - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм3, вычисляется по формуле (6);

рх - плотность нефти при условиях измерений фХ(., кг/м3.

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

При измерении объемной доли воды поточным влагомером массовая доля воды в нефти WB вычисляется ИВК по формуле

(4)

Рн

где к - объемная доля воды в нефти, измеренная поточным влагомером, %;

Wxm ~ массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

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

^,■-0.1'^,                                    (5)

Рн

где хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3, определенная в лаборатории.

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти в лаборатории определяют по результатам оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в лаборатории, проводящей испытания при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002 «Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения» - ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 «Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике».

Допускается для оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в лаборатории определять абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти 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 показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

V2

(6)

где R 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 системы при измерении массы нетто нефти не должна превышать ± 0,35 %.

  • 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 массового 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