Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ (СИКН) НА УСН-4/2 (ЦЕХ №1) ООО "НИЖНЕВАРТОВСКОЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ". ПРИЕМ НЕФТИ НА УСТАНОВКУ» (МП 0570-14-2017)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ (СИКН) НА УСН-4/2 (ЦЕХ №1) ООО "НИЖНЕВАРТОВСКОЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ". ПРИЕМ НЕФТИ НА УСТАНОВКУ

Наименование

МП 0570-14-2017

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"

по развитию

А.С. Тайбинский

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ (СИКН) НА УСН-4/2 (ЦЕХ №1) ООО "НИЖНЕВАРТОВСКОЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ". ПРИЕМ НЕФТИ НА УСТАНОВКУ

Методика поверки

МП 0570-14-2017

0-14

___Р.Н. Груздев

Тел. (843) 299-70-52

Казань

2017

  • 1 РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

  • 2 УТВЕРЖДЕНА

  • 3 ВВЕДЕНА

ФГУП "ВНИИР" Фаткуллин Г.М. ФГУП "ВНИИР" ВПЕРВЫЕ

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и (или) распространен без разрешения ФГУП "ВНИИР".

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средства измерений "Система измерений количества и показателей качества нефти(СИКН) на УСН-4/2 (цех №1) ООО "Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение". Прием нефти на установку" (далее - система) и устанавливает методику её первичной и периодической поверок.

Первичная поверка системы выполняется, согласно части 1 ст. 13 Федерального закона "Об обеспечении единства измерений" от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и приказа Минпромторга России от 2 июля 2015 г. №1815, до ввода её в эксплуатацию, а также после её ремонта.

Периодическая поверка системы выполняется в процессе её эксплуатации.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 "ГСП. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения".

Интервал между поверками - 12 месяцев.

1 Операции поверки
  • 1.1 При проведении поверки системы выполняют операции поверки:

  • - внешний осмотр (6.1);

  • - подтверждение соответствия программного обеспечения (6.2);

  • - опробование (6.3);

  • - определение (контроль) метрологических характеристик (6.4);

  • - контроль относительной погрешности измерений массы брутто нефти (6.4.1);

  • - контроль относительной погрешности измерений массы нетто нефти (6.4.2).

  • 1.2 Поверку системы прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

2 Средства поверки
  • 2.1 При поверке счетчика-расходомера массового Micro Motion (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, Т, CNG050, Н, LF) модели CMF, модификации CMF400 (далее - ПР) на месте эксплуатации системы применяют установку поверочную CALIBRON серии S по ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости", диапазон от 0,473 до 568 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 49021-12.

  • 2.2 При поверке других средств измерений, входящих в состав системы, применяют средства поверки в соответствии с их методикой поверки.

  • 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

3 Требования к квалификации поверителей
  • 3.1 Поверку системы проводят лица, аттестованные в качестве поверителя, в соответствии с областью аккредитации в установленном порядке.

  • 3.2 К поверке допускаются лица, изучившие руководство по эксплуатации на поверяемую систему и имеющие квалификационную группу по технике безопасности не ниже II в соответствии с "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".

  • 3.3  Поверитель программного обеспечения должен пройти обучение в соответствии с приказом Росстандарта № 2938 от 17 июня 2011 г.

4 Требования безопасности
  • 4.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

  • - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности;

  • - Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" № 116-ФЗ от 21 июля 1997 г.;

  • - "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности";

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

  • - "Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок", утвержденные приказом Минтруда России от 24 июля 2013 г. № 328н;

  • - "Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) потребителей".

5 Условия поверки

При проведении поверки системы характеристики системы, измеряемой среды должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1.

Соответствие характеристик нефти таблице 1 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 1

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон динамических измерений массы нефти, т/ч

От 180 до 300

Параметры измеряемой среды

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"

Температура измеряемой среды, °C

От +5 до +40

Избыточное давление измеряемой среды в системе, МПа

От 0,5 до 1,3

Окончание таблицы 1

Наименование характеристики

Значение характеристики

Плотность измеряемой среды в рабочих условиях, кг/м3

От 845 до 865

Кинематическая вязкость при рабочей температуре, сСт, не более

3,838

Массовая доли воды, %, не более

1,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,01

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

21,55

Содержание свободного газа

Не допускается

Режим работы системы

Непрерывный

Параметры электрического питания

380 В, 3-х фазное, 50 Гц 220±22 В, однофазное, 50 Гц

6 Проведение поверки

6.1 Внешний осмотр
  • 6.1.1 При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид.

  • 6.1.1.1 Комплектность системы должна соответствовать её описанию типа.

  • 6.1.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

  • - на компонентах системы не должно быть механических повреждений и дефектов покрытий, ухудшающих внешний вид и препятствующих её применению и проведению поверки;

  • - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

  • - средства измерений, входящие в состав системы, должны быть поверены и иметь пломбы, несущие на себе знак поверки, в соответствии с их методикой поверки и (или) МИ 3002-2006 "Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".

Средства измерений, входящие в состав системы поверяют в соответствии с методиками поверки, указанными в приложение Г.

  • 6.1.2 Система не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения
  • 6.2.1  Проверяют соответствие идентификационных данных программного обеспечения системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных программного обеспечения комплекса измерительно-вычислительного "ОКТОПУС-Л" ("OKTOPUS-L") (далее -ИВК) проводят в соответствии с технической документацией - МС 200.00.00.01 РЭ. Комплекс измерительно-вычислительный "OKTOPUS-L" ("ОКТОПУС-Л"). Руководство по эксплуатации.

При входе в подпункт "СВЕДЕНИЯ о ПО" на экране отображается версия интерфейса программного обеспечения, название объектного файла, контрольной суммы для ИВК, приведены на рисунке 1.

АЛГОРИТМЫ: v. б.хх ФАЙЛ: Formula.o CRC32: DFA87DAC ИНТЕРФЕЙС: v. З.хх

Рис. 1 Идентификационные данные ИВК.

обеспечения проводят в г"

  • 6.2.3 Определение идентификационных данных программного автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора "ОЗНА-Flow" соответствии с технической документацией - "Программное обеспечение "ОЗНА-Flow' версия 2.1 для АРМ оператора. Алгоритмы вычислений".

Идентификационные данные "ОЗНА-Flow" для АРМ оператора отображаются на дисплея АРМ оператора и вызываются нажатием на логотип ООО "НПП ОЗНА -

Инжиниринг" , находящегося в левом верхнем углу любого из экранов АРМ оператора. Нажатием "CRC-32" в меню "Мнемосхема" - происходит переход к мнемосхеме "Проверка контрольной суммы". Эта возможность доступна для любого пользователя.

Процедура смены пользователя описана в технической документации.

  • 6.2.4 Идентификационные данные программного обеспечения системы должны соответствовать сведениям, приведенным в описании типа на систему.

6.3 Опробование
  • 6.3.1 Опробуют систему путем увеличения или уменьшения скорости потока (расхода) нефти в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении скорости потока (расхода) нефти соответствующим образом изменялись показания на дисплее компьютера и контроллера.

  • 6.3.2 Проверяют герметичность гидравлической схемы системы.

Проверку герметичности системы проводят согласно эксплуатационной документации на систему.

Система считается выдержавшим проверку, если на элементах и компонентах системы нет протечек нефти.

  • 6.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

6.4.1 Контроль относительной погрешности измерений массы брутто нефти
  • 6.4.1.1  При прямом методе динамических измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений" относительную погрешность измерений массы брутто нефти системой принимают равной относительной погрешности измерений массы брутто нефти ПР.

  • 6.4.1.2  Поверку ПР осуществляют на месте эксплуатации системы по документам:

-МИ 3189-2009 "ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы "Emerson Process Management". Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки или компакт-прувера и поточного преобразователя плотности";

-МИ 3272-2010 "Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности";

-МИ 3288-2010 "ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки комплектом компакт-прувера, преобразователя объемного расхода и поточного преобразователя плотности";

- "Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки", утвержденная ВНИИМС 25.07.2010 г.

При положительных результатах поверки относительная погрешность ПР не превышает ± 0,25 %.

  • 6.4.1.3  Результат поверки признают положительным, если значение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой не превышает ± 0,25 %.

6.4.2 Контроль относительной погрешности измерений массы нетто нефти
  • 6.4.2.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти системой определяют расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти бмн, %, вычисляют по формуле

(1)

где бм - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

AWmb - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

AWMn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %;

AWxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей %;

Wmb - максимальное значение массовой доли воды, %;

WMn - максимальное значение массовой доли механических примесей, %;

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей, %.

  • 6.4.2.2 Абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

AWXC=O,1^,                    (2)

Рмин

где Дфхс - предел допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм3; рмин - минимальная плотность нефти, кг/м3.

  • 6.4.2.3 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 Д, %, вычисляют по формуле

V2

(3)

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

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

  • - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-2014 "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.

  • 6.4.2.4 Максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

Wxc=0,I-^,

(4)

Рмин где фхс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3.

  • 6.4.2.5 Результаты вычислений по формуле (1) выражают двумя значащими цифрами в соответствии с СТ СЭВ 543-77 "Числа. Правила записи и округления".

Сохраняемую значащую цифру в относительной погрешности измерений массы брутто нефти при округлении увеличивают на единицу, если отбрасываемая цифра не указываемого младшего разряда больше либо равна пяти, и не изменяют, если она меньше пяти в соответствии с ГОСТ Р 8.736-2011 "ГСИ. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения".

  • 6.4.2.6 Структура образования относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой при предельных значениях параметров нефти приведена в приложении Б.

  • 6.4.2.7  Результат поверки признают положительным, если значение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой не превышает ± 0,35 %.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 Положительные результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке и (или) записью в паспорте (формуляре), заверяемой подписью поверителя и знаком поверки.

  • 7.2 Особенности конструкции системы не позволяют нанести знак поверки непосредственно на систему. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорт (формуляр) системы.

  • 7.3 Если в процессе эксплуатации системы была допущена замена отказавшего средства измерений, входящего в состав системы, на другое, оформляется свидетельство о поверке на систему.

  • 7.4 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют, гасят знак поверки и выдают извещение о непригодности с указанием причин.

Приложение А (обязательное) Поверка средств измерений, входящих в состав системы

А.1 Поверку средств измерений, предназначенных для измерений нескольких величин или имеющих несколько поддиапазонов измерений, но используемых для измерений меньшего числа величин или на меньшем числе поддиапазонов или в более узком диапазоне измерений, допускается проводить на основании письменного заявления владельца системы, оформленного в произвольной форме.

А.2 Поверку средств измерений, входящих в состав системы, осуществляют в соответствии с нормативными документами, приведенными в таблице А.1 с учетом требований, предъявляемых к системе.

Таблица А.1

Наименование средства измерений

Требования к средству измерений

Нормативный документ

ПР

Измеряемая величина "масса", диапазон динамических измерений массы нефти от 180 до 300 т/ч, среднее квадратическое отклонение 0,03%, относительная погрешность рабочего ПР ± 0,25 %, контрольного ПР ± 0,20 % в точке рабочего диапазона

МИ 3189,

МИ 3272, МИ 3288, Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки, утвержденная ВНИИМС 25.07.2010 г.

Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модели 7835

Измеряемая величина "плотность" при текущем значении плотности в системе, абсолютная погрешность ±0,3 кг/м3

МИ 2816-2012 "Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации".

МИ 3240-2009 "Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы "THE SOLARTRON ELECTRONIC GROUP LTD" (Великобритания).

Методика поверки"

МИ 2302-1МГ-2003 ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика градуировки на месте эксплуатации

Продолжение таблицы А1

Наименование средства измерений

Требования к средству измерений

Нормативный документ

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм

Измеряемая величина "объёмная доля воды", диапазон измерений от 0,01 % до 2 %, основная погрешность ± 0,05 %

МИ 2366-2005 "Рекомендация. ГСИ.

Влагомеры товарной нефти типа УДВН. Методика поверки"

Преобразователь давления измерительный 3051

Измеряемая величина "избыточное давление", диапазон от 0 до 2,5 МПа, основная погрешность ± 0,065 %

МП 14061-10 "Рекомендация. ГСИ.

Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИМС 08.02.2010

МИ 1997-89 "Рекомендация. ГСИ.

Преобразователи давления измерительные. Методика поверки"

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

Измеряемая величина "температура", диапазон измерений

от 0 до +55°С для обозначения № 2; абсолютная погрешность ± 0,2°С в диапазоне измеряемых температур свыше 0 до +100°С

ГОСТ 8.279-78 "Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методы и средства поверки"

Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ

Измеряемая величина "избыточное давление", диапазон измерений избыточного давления от 0 до 2,5 МПа, класс точности 0,6

МИ 2124-90 "Рекомендация. ГСИ.

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки"

Окончание таблицы А. 1

Наименование средства измерений

Требования к средству измерений

Нормативный документ

Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 с измерительным преобразователем 644

Измеряемая величина "температура", диапазон от + 5 до + 40°С, основная абсолютная погрешность ± 0,2°С

Инструкция. "Датчики температуры 644, 3144Р. Методика поверки", утвержденная ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в августе 2008 г.

Комплексы измерительновычислительные Октопус-Л (Октопус-L)

По описанию типа

Инструкция. "ГСИ. Комплекс измерительновычислительный "Октопус-Л" ("Октопус-L"). Методика поверки", утвержденная ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 18 декабря 2009 г.

Контроллер программируемый SIMATIC S7-300.

Контроллер программируемый SIMATIC S7-1200

По описанию типа

МИ 2539-99 "Рекомендация. ГСИ. Измерительные каналы контроллеров, измерительновычислительных, управляющих, программнотехнических комплексов. Общие требования к методике поверки"

А.З Расходомер ультразвуковой UFM3030 в блоке измерений показателей качества нефти, преобразователи разности давления и манометры на фильтрах, подлежат калибровке. При отсутствии методики калибровки, калибровку проводят в соответствии с требованиями методики поверки.

Стрелочные указатели, установленные на системах контроля протечек запорной арматуры, являются индикаторами и подлежат только контролю работоспособности.

Приложение Б (справочное) Структура образования относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Б.1 Структура образования относительной погрешности измерении массы нетто нефти по формуле (4) при предельных значениях параметров нефти в системе приведен в таблице Б.1.

Таблица Б.1

Наименование показателя

Значение

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, бм, %

0,25

Максимальная массовая доля воды в нефти, Wmb, %

1,00

Воспроизводимость метода по ГОСТ 2477, RMB, %

0,20

Сходимость метода по ГОСТ 2477, гмв, %

0,10

Абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, AW мв, %

0,13

Максимальная массовая доля механических примесей, WMn, %

0,0100

Воспроизводимость метода по ГОСТ 6370, RMn, %

0,0050

Сходимость метода по ГОСТ 6370, гмп, %

0,0025

Абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, AW мп, %

0,0033

Максимальная массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

21,55

Определение содержания хлористых солей по ГОСТ 21534 методом

А

Воспроизводимость метода по ГОСТ 21534, RXc, мг/дм3

6

Сходимость метода по ГОСТ 21534, гХс. мг/дм3

3

Абсолютная погрешность измерений массовой концентрации

3,97

Минимальное значение плотности нефти, кг/м3

845

Максимальная массовая доля хлористых солей в нефти, Wxc, %

0,003

Абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, AW хс, %

0,000

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти, бмн, %

0,31

Б.2 Относительная погрешность измерений массы нетто нефти не превышает ± 0,35 %.

11

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель