Методика поверки «СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 815 ООО "ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга" » (МП 0650-14-017 )

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель директора по науч^й-баботе - Заместитель

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга»

Методика поверки

МП 0650-14-2017

Заместитель начальника отдела -ведущий инженер НИО-14

М.В. Черепанов

Казань

2017

ИСПОЛНИТЕЛИ

• 2 УТВЕРЖДЕНА

• 3 ВВЕДЕНА

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 единичного производства «Система измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга» (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 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 Эталон единицы объёма 1-го разряда с номинальным значением 800 дм³,

IMS, зав. № 186/1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 3.6.3ДХ.0006.2007 (установка поверочная турбопоршневая двунаправленная OGSB-800, регистрационный Nq62207-15), максимальный расход нефти 160  м³/ч, пределы допускаемой

относительной погрешности ±0,05 %.

• 2.2 Рабочий эталон единицы плотности 1 разряда в диапазоне значений (600 -1100) кг/м³, регистрационный № 3.2.ВЭЫ.0293.2017.

• 2.3  Рабочий эталон единицы объёмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда в диапазоне от 0,02 до 2 % объёмной доли воды, регистрационный номер 3.2.ВЭЫ.0233.2017.

• 2.4 Другие эталоны, средства поверки, приведенные в методиках поверки средств измерений, входящих в состав системы.

• 2.5 Допускается применение эталонов, средств поверки, не приведенных в перечне, но обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

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

Для проверки обеспечения защиты программного обеспечения поверители должны быть обучены 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.

Таблица 1

Окончание таблицы 1

• 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, 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 свидетельства о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) средств измерений, заверяемых подписью поверителя и знаком поверки и (или) 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, приведенными в приложении А.

• 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 автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «ГКС расход НТ версия 4.0» проводят в соответствии с технической документацией «Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) Х-1702. Руководство пользователя АРМ оператора».

Для вывода идентификационных данных программного обеспечения «ГКС расход НТ версия 4.0» необходимо нажать на кнопку «CRC32». После нажатия выводится окно с информацией о контрольной сумме.

• 6.2.3 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 мониторе 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 или снижения давления.

• 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 массомером.

    • 6.4.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти для массомера, входящего в состав СИКН, при положительных результатах поверки (калибровки) с применением компакг-прувера, трубопоршневой установки, эталона 2-го разряда или при поверке с помощью процедуры SMV не превышают ±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 5Мн, %, вычисляют по формуле

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

Д\Л/_МВ - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %;

Д\Л/мп - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

Д\Л/хс - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

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

\Л/мп - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %;

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

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

  
  ^А^ХС ^рмин

  (2)

где Дфхс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³;

Дфхс - минимальное значение плотности нефти в системе, 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 = 0,1--^£-,                                 (4)

^смин

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

• 6.4.2.5 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».

• 6.4.2.6 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 В соответствии с приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815 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 на 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, входящих в состав системы и 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 На месте эксплуатации системы осуществляют поверку средств измерений:

• - счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF модификации CMF300 (далее - СРМ), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 45115-16;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847 модификации 7835 (далее - ПП), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 52638-13;

• - влагомеры поточные модели L и F модификации L, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 56767-14.

А.З Поверку СРМ осуществляют на месте эксплуатации системы по документу МИ 3151-2008 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности».

А.4 Поверку ПП осуществляют на месте эксплуатации системы по документу МИ 2816-2012 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации».

А.5 Поверку влагомера поточного модели L и F модификации L осуществляют на месте эксплуатации системы по документу МИ 2643-20014 «Рекомендация. ГСИ. Влагомеры поточные модели L, М, F фирмы «Phase Dynamics. Inc.» (США). Методика поверки».

А.6 Поверку других средств измерений, входящих в состав системы осуществляют по документам, приведенным в их описании типа.

А.7 Периодичность поверки средств измерений, входящих в состав системы, определяется МИ 3532-2015 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».

Б.1 Структура образования относительной погрешности измерении массы нетто нефти по формуле (1) 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 %.

8