Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 561» (МП 0565-14-2017)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 561

Наименование

МП 0565-14-2017

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»

УТВЕРЖДАЮ

.сгигель директора по развитию

Тайбинский

«13» февраля 2017 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 561

Методика поверки

МП 0565-14-2017

г. Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

Груздев Р.Н., Черепанов М.В.

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 561 (далее - СИКН) с заводским № 561 и устанавливает методику первичной, периодической поверки при эксплуатации, а так же после ремонта.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН приведены в таблице 1.

Примечания:

  • 1 Допускается проведение поверки СИКН в диапазоне расхода, меньшем установленного при утверждении типа СИКН.

  • 2 Допускается проводить периодическую поверку СИ чаще интервала установленного в таблице 1.

Таблица 1

Наименование и тип СИ

Интервал в месяцах

Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (далее - ТПР)

12

Преобразователи измерительные 3144Р

12

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65

12

Преобразователи давления измерительные 3051

12

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

12

Влагомеры нефти поточные модели LC

12

Манометры показывающие для точных измерений МПТИ

12

Манометры точных измерений МТИф

12

Измерительно-вычислительные комплексы «SyberTrol»

12

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

36

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная Smith Meter 550

24

Комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе PLC1

12

Расходомер UFM 3030’

12

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 78271

12

Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951’

12

1. Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 2.

Таблица 2     

Наименование операции

Номер пункта инструкции

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Проверка комплектности технической документации

6.1

Да

Нет

Внешний осмотр

6.2

Да

Да

Опробование

6.3

Да

Да

Определение метрологических характеристик

6.4

Да

Да

2. Средства поверки
  • 2.1 При проведении поверки применяют средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 4 настоящей методики.

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

3. Требования безопасности

При проведении работ соблюдают требования, определяемые НД:

  • - в области охраны труда;

  • - в области промышленной безопасности;

  • - в области пожарной безопасности;

  • - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок;

  • - в области охраны окружающей среды.

Площадка СИКН должно содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

Средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении испытаний, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0 - 2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования».

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.

Выполнение работ прекращают при обнаружении течи в сварных и фланцевых соединениях оборудования СИКН.

4. Условия поверки

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

Характеристики СИКН и параметры нефти при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 3.

Таблица 3                                     

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

нефть

по ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

Диапазон измерений расхода, м3

от 115 до 1100

Параметры измеряемой среды:

  • - температура, °C

  • - избыточное давление, МПа

  • - плотность в рабочих условиях, кг/м3

  • - кинематическая вязкость в рабочих условиях, сСт

от +20 до +50 от 0,2 до 4,0 от 830 до 900

от 7 до 20

Окончание таблицы 3

Наименование характеристики

Значение характеристики

  • - массовая доля воды, %, не более

  • - массовая доля механических примесей, %, не более

  • - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

  • - содержание свободного газа

0,5

0,05

100

не допускается

5. Подготовка к поверке

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

6. Проведение поверки
  • 6.1 Проверка комплектности технической документации.

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, указанных в таблице 4 настоящей методики, действующих сертификатов о калибровке и (или) оттисков калибровочных клейм на СИ, указанных в таблице 4 настоящей методики, а так же эксплуатационно-технической документации на СИКН и СИ, входящие в ее состав.

  • 6.2 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.

  • 6.3 Опробование

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

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

Проверяют герметичность СИКН.

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

  • 6.3.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «SyberTrol» проводят в следующей последовательности:

  • - включить питание комплекса измерительно-вычислительного «SyberTrol», если питание было выключено;

  • - войти в альтернативное меню нажатием на лицевой стороне панели клавиши «Alt»;

  • - нажатием клавиши «|» выбрать пункт меню «Версия программного обеспечения»;

  • - нажатием клавиши «Enter» получить идентификационные данные:

  • 1) версия ПО;

  • 2) контрольная сумма структуры файла конфигурации.

Определение идентификационных данных ПО «АРМ оператора СИКН» проводят в соответствии с 2.12 документа «Автоматизированное рабочее место оператора коммерческого узла учета нефти № 561 ООО «PH-Юганскнефтегаз». Руководство пользователя 23680612.07794.345-07 И3.1» в следующей последовательности:

- на дисплее компьютера АРМ оператора СИКН, в окне выбора учетной записи в правом углу отображаются контактные данные разработчика и контрольная сумма. При нажатии кнопки «проверить контрольную сумму» проверяется достоверность метрологически значимой части ПО АРМ оператора СИКН. Результат проверки выводится в поле окна в виде сообщения «контрольная сумма совпадает», либо «контрольная сумма не совпадает».

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 несоответствие. После чего повторно проверяют идентификацию данных ПО СИКН.

  • 6.4 Определение метрологических характеристик

    • 6.4.1 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.

Таблица 4

Наименование СИ

НД

Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM

МИ 3380-2012 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой».

Инструкция. ГСИ. Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM. Методика поверки на месте эксплуатации»,   утвержденная   ФГУП    «ВНИИР»

20.01.2006 г.

Преобразователи давления измерительные 3051

МИ 1997 - 89 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

Т ермопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными 3144Р

ГОСТ 8.461  -  2009 «ГСИ. Термопреобразователи

сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки».

Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки, утвержденная ВНИИМС в октябре 2004 г.

МИ 2672 - 2005 «ГСИ. Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии ATC-R исполнения «В» фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания» (Примечание - по полученным результатам определения относительной погрешности вычисляют значение абсолютной погрешности, пределы которой не должны превышать ±0,2 °C)

Манометры точных измерений МТИф

Документ «Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, точных измерений МТИф, ВТИфи и МВТИф. Руководство по эксплуатации. РЭ 4212-117-64115539-2016».

МИ 2124  -  90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры,

мановакуумметры,     напоромеры,     тягомеры     и

тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

Окончаниетаблицы 4

Наименование СИ

нд

Манометры показывающие для точных измерений МПТИ

Документ «Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ. Методика поверки. 5Ш0.283.421», утвержден ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.

МИ 2124  -  90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры,

мановакуумметры,     напоромеры,     тягомеры     и

тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

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

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

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

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 в комплекте с устройством измерения параметров жидкости и газа модели 7951

РД 50-294-81 «Методические указания. Плотномеры вибрационные. Методы и средства поверки», утвержден 28.12.1981 г.

Документ «Инструкция. Преобразователь вязкости поточный «Solartron» модели 7827, 7829. Методика калибровки на месте эксплуатации», утвержден ООО «РН-Юганскнефтегаз »

Влагомеры нефти поточные модели LC

«Инструкция. Влагомер нефти «Phase Dynamics». Методика поверки», утверждена ФГУП «ВНИИР» в 1999 г.

Измерительно-вычислительные комплексы «SyberTrol»

«ГСИ.    Измерительно-вычислительные    комплексы

«SyberTrol». Методика поверки», утверждена ФГУП «ВНИИР» в 2001 г.

Комплекс измерительновычислительный и управляющий на базе PLC

Документ «Инструкция. ГСИ. Комплексы измерительновычислительные и управляющие на базе PLC. Методика поверки и калибровки», утвержден ВНИИМС 24.09.2004 г.

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная Smith Meter 550 (далее - ПУ)

МИ 2974  -  2006 «ГСИ. Установки поверочные

трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с компаратором»

Расходомер UFM 3030

«ГСИ. Расходомеры UFM 3030. Методика поверки UFM 3030 И1», утверждена ГЦИ СИ ВНИИР в августе 2008 г. «Инструкция. Преобразователи расхода жидкости. Методика калибровки на месте эксплуатации», утверждена ООО «РН-Юганскнефтегаз»

СИ, неучаствующие 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 4.

  • 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

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

ЗМБ = ± 1,1 • A/5V2+G2 • (5р22 -104 -ДТр2)+р2 -104 -ДТ2+3N2 ,                    (1)

где 8V      - относительная погрешность измерений объема нефти ПР, % (из

свидетельства о поверке);

5р       - относительная погрешность измерений плотности нефти, %, вычисляется

по формуле

5р = —-100,                                (2)

Р

Др       - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м3;

Р        - минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений

плотности СИКН, кг/м3;

ДТр,ДТу - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях плотности и объема соответственно, °C;

р        - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (определяется по

таблице 4);

8N      - относительная погрешность ИВК при преобразовании входных

электрических сигналов в значение массы нефти, %;

G       - коэффициент, вычисляемый по формуле

l+2-P-Tv

(3)

1+2-р-Т/

где Tp,Tv - температура нефти при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C.

Таблица 5

р, кг/м3

р, 1/°С

р, кг/м3

р, 1/°С

830,0-839,9

0,00086

860,0-869,9

0,00079

840,0-849,9

0,00084

870,0-879,9

0,00076

850,0-859,9

0,00081

880,0-889,9

0,00074

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

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

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН 5МН, %, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.595, по формуле

(4)

где б

AWB

  • -  относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

  • - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти в лаборатории, %;

AWXC

P<pxc

  • - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляется по формуле

AWxc=0,l^c,                   (5)

Рфхс

  • - плотность нефти при условиях измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м3;

Афхс

AWMn

  • - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей, мг/дм3, вычисляются по формуле

Дф = + 7Rxc-rxc-°,5

Фхс - V2
  • - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляется по формуле

Д XI1  _ j_ VRMn _ ГМП '0’5

AW----Ti----’

(6)

(7)

RXC ’ RMH

ГХС ’ гмп

WB

Фхс

W ’’ мп

  • - воспроизводимость методов определения массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» и ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей»;

  • - сходимость методов определения массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370;

  • -  массовая доля воды в нефти, измеренная в лаборатории, %;

  • - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

Wxc=0,l-^,                   (8)

Рфхс

  • - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 (г/м3);

  • - массовая доля механических примесей в нефти, %.

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

7. Оформление результатов поверки
  • 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 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти и наименование владельца 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.

9

1

СИ, неучаствующие в определении массы нефти или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, могут быть подвергнуты калибровке.

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель