Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино"» (МП 0504-14-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

ФГУП "ВНИИР"

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ

№ 103 ПСП НПС-21 "СКОВОРОДИНО"

Методика поверки

МП 0504-14-2016

Начальник ЦИО-14

/.,

_______Р.Н. Груздев

Тел. (843) 299-70-52

Казань

2017

• 1 РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

• 2 УТВЕРЖДЕНА

• 3 ВВЕДЕНА

ФГУП "ВНИИР"

Фаткуллин А.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 № 103 ПСП НПС-21 "Сковородино" (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 преобразователя расхода жидкости турбинного MVTM Dy от 2" до 16" модели Dy 10" (далее - ТПР) на месте эксплуатации системы применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную по ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости", диапазон от 200 до 2100 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 20054-06.

• 2.2  При поверке преобразователя плотности жидкости измерительного (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модели 7835 на месте эксплуатации системы применяют установку пикнометрическую, диапазон определения плотности от 650 до 1100 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м³.

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

• 2.4 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 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 и характеристики 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 и эксплуатационной документации.

  • 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 приложении А.

• 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 контроллера измерительного FloBoss S600+ осуществляют в соответствии с его руководством по эксплуатации в следующей последовательности:

а) включить питание контроллера измерительного FloBoss S600+, если питание было выключено;

б) дождаться после включения питания появления на дисплее контроллера измерительного FloBoss S600+ главного меню или войти в главное меню (нажатием клавиши "MENU");

в) в главном меню нажатием клавиши ”7” выбрать пункт меню "7.SOFTWARE VERSION";

д) нажатием клавиши (стрелка вправо) получить идентификационные данные со следующих экранов:

• 1)  "VERSION CONTROL APPLICATION SW" - номер версии (идентификационный номер) ПО.

• 2) "VERSION CONTROL FILE CSUM" - цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода).

• 6.2.3 Определение идентификационных данных программного обеспечения "ОЗНА-Flow" автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора проводят в соответствии с технической документацией.

Идентификационные данные программного обеспечения "ОЗНА-Flow" для АРМ оператора отображаются в окне "Контрольная сумма", вызываемого нажатием соответствующего поля в "Главном меню программы".

• 6.2.4 Система считается годной к эксплуатации, если её идентификационные данные программного обеспечения соответствуют информации, указанной в описании типа на систему.

• 6.3.1 Опробуют систему путем увеличения или уменьшения расхода нефти в пределах рабочего диапазона измерений.

Результат опробования считают удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении 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 Определение относительной погрешности системы при измерении массы брутто        нефти        осуществляют        в        соответствии        с

ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

По ГОСТ Р 8.595 (5.8.3) при косвенном методе динамических измерений пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти бм, %, вычисляют по формуле

8_М =±1,1-.J8V²+ G²-(Зр² + 0²-10⁴ • ДТ²) + 0²-10⁴ • AT²+8N² ,              (1)

где 8V    -  относительная погрешность измерений объема нефти, %;

8р    -  относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

АТ_Р,   -  абсолютные погрешности измерений температуры нефти при

AT_V       измерениях её плотности и объема соответственно, °C;

Р     -  коэффициент объемного расширения нефти, определяют по

ГОСТ Р 8.595 (Приложение А), 1/ °C;

8N - предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации или измерительно-вычислительного комплекса или контроллера измерительного (из описания типа или свидетельства о поверке), %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1 + 2-РЛ

1 + 2ф-Т_р ’

где К, Т_р - температуры нефти при измерениях её объема и плотности, °C.

Относительную погрешность измерений плотности нефти бр, %, вычисляют по формуле

А

5р = —£—-100,

Рмин

где А_Р - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м³; Рмин - минимальное значение плотности нефти в системе, кг/м³.

• 6.4.1.2 Результат 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".

• 6.4.1.3 Структура образования относительной погрешности измерений массы брутто нефти системой при предельных значениях параметров системы приведена в приложении Б.

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

• 6.4.2.1 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой осуществляют в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

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

абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %;

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

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

максимальное значение массовой доли воды в нефти, %; максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %;

максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %.

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

(5)

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

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

W_xc=0,l-S^,                        (7)

Рмин

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

• 6.4.2.2 Результаты вычислений по формуле (4) выражают двумя значащими цифрами в соответствии с СТ СЭВ 543.

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.

• 6.4.2.3 Структура образования относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой при предельных значениях параметров системы приведена в приложении В.

• 6.4.2.4 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 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, проводят в соответствии с нормативными документами, приведенными в таблице А.1 с учетом требований, предъявляемых к системе.

Таблица А.1

Окончание таблицы А. 1

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

Б.1 Структура образования относительной погрешности измерений массы брутто нефти при предельных параметрах системы приведена в таблице Б.1.

Таблица Б.1

Б.2 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти системой не превышает ± 0,25 %.

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

Б.1 Структура образования относительной погрешности измерении массы нетто нефти системой при предельных значениях параметров системы приведена в таблице В.1.

Таблица В.1

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

15