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)

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

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.

• 1.1 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.

• 2.1 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.

• 3.1 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.

• 4.1 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".

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

Окончание таблицы 1

6 Проведение поверки

• 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.

• 6.2.1  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.

• 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.

• 6.3.1 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

• 6.4.1.1  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 %.

• 6.4.2.1 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

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

AWmb - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

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

AWxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей %;

Wmb - максимальное значение массовой доли воды, %;

W_Mn - 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

AW_XC=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

(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

W_xc=0,I-^,

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 %.

• 7.1 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.

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

Продолжение таблицы А1

Окончание таблицы А. 1

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

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

11