Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ "СИКН-24-РК-А003 НА НПС "КОМСОМОЛЬСКАЯ"» (МП 0471-14-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" Государственный научный метрологический центр

ФГУП "ВНИИР"

УТВЕРЖДАЮ

Заместительдмректора по развитию

Тайбинский

марта 2017 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ "СИКН-24-РК-А003 НА НПС "КОМСОМОЛЬСКАЯ"

Методика поверки

МП 0471-14-2016

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-24-РК-А003 на НПС "Комсомольская" (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 "ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения".

Интервал между поверками - 12 месяцев.

• 1.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 1.2 При получении отрицательного результата операций, проводимых при поверке, дальнейшую поверку прекращают.

• 2.1 При поверке счетчика-расходомера массового Micro Motion (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, Т, CNG050, Н, LF) модели CMF, модификации CMFHC2, Ду 150 мм (далее - СРМ) на месте эксплуатации системы применяют рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (стационарный или передвижной) по ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости", максимальный расход 650 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % или ± 0,1 % соответственно.

Возможно применение других средств поверки с пределами допускаемой относительной погрешности не хуже ± 0,1 %.

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

• 2.3 Допускается использование других средств поверки с характеристиками, не уступающими указанным.

Поверку системы проводят лица, аттестованные в качестве поверителя, в соответствии с областью аккредитации в установленном порядке.

Для проверки обеспечения защиты программного обеспечения поверитель должен пройти обучение в соответствии с приказом Росстандарта № 2938 от 17 июня 2012 г.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", Приказ от 12 марта 2013 г. № 101 Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору;

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

• - "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей";

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

• - "Руководством по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря2012 г. № 777;

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

При проведении поверки характеристики системы, измеряемой среды должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик нефти таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2

Окончание таблицы 2

• 6 Подготовка к поверке

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с эксплуатационной документацией системы.

• 7 Проведение поверки

• 7.1.1 Проверяют:

• - наличие действующих свидетельств о поверке средств измерений, входящих в состав системы;

• - наличие эксплуатационно-технической документации на средства измерений, входящие в состав системы.

• 7.2.1 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 применению;

• - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 7.3.1 Опробование проводят в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

• 7.3.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с руководством по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

• 7.3.3 Проверяют герметичность системы.

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

• 7.4.1  Проверяют соответствие идентификационных данных программного обеспечения (ПО) системы сведениям, приведенным в описание типа на систему.

• 7.4.2 Определение идентификационных данных ПО системы проводят в соответствии с технической документацией - "Система измерений количества и показателей качества нефти НПС "Комсомольская" АО "КТК-Р". Инструкция для персонала операторов СИКН для работы с оборудованием СИКН ОИ 52.10.00.00.000 ПО СИКН-23-РК-А004 на НПС "Комсомольская" Руководство оператора".

Идентификационные данные ПО системы отображаются на рабочем столе автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора и вызывается нажатием "CRC-32" в меню "Мнемосхема" - происходит переход к мнемосхеме "Проверка контрольной суммы". Эта возможность доступна для любого пользователя.

• 7.4.3 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в описании типа на систему.

• 7.5.1  Определение метрологических характеристик средств измерений, входящих в состав системы, проводят в соответствии с нормативными документами, приведенными в таблице 3 с учетом требований, предъявляемых к системе.

• 7.5.2 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.

Таблица 3

Продолжение таблицы 3

Окончание таблицы 3

• 7.5.3 Комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix, расходомер UFM 3030, преобразователи разности давления подлежат калибровке в соответствии с требованиями их методик поверок при отсутствии методики калибровки.

• 7.5.4 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой.

• 7.5.4.1  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 СРМ.

• 7.5.4.2 При положительных результатах поверки по МИ 3151 относительная погрешность измерений массы брутто нефти СРМ не превышает ± 0,25 %.

• 7.5.5 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой.

• 7.5.5 .1 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

системой проводят расчетным методом в соответствии с ГОСТ Р 8.595. Относительную погрешность измерений массы нетто нефти бмн, %, вычисляют по формуле

где бм - относительная погрешность измерений массы брутто нефти СРМ, %;

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

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

AWxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

Wmb   - максимальное значение массовой доли воды в нефти, %;

W_Mn   - максимальное значение массовой доли механических приме

сей в нефти, %;

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %.

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

(2)

где Афхс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³.

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

7r² -0,5-г² V2

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.

Массовую долю хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

Рмин

(4)

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

Определение балласта нефти проводится в испытательной лаборатории.

Результат вычислений по формуле (1) округляют до двух знаков после запятой в соответствии с СТ СЭВ 543 "Числа. Правила записи и округления".

Структура образования относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой при предельных параметрах приведен в приложении А.

• 7.5.5.2 Относительная погрешность измерений массы нетто нефти системой не должна превышать ± 0,35 %.

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы в соответствии с требованиями действующих правовых и нормативных документов.

• 8.2 Особенности конструкции системы не позволяют нанести знак поверки непосредственно на систему. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

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

Приложение А

(Справочное) Структура образования относительной погрешности измерений массы нетто нефти

А.1 Структура образования относительной погрешности измерений массы нетто нефти при предельных значениях параметров системы приведена в таблице А.1 (в формате Excel).

Таблица А.1

11