Методика поверки «СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №1555 ПСП «ЛЕНСК»» (МП 0595-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

УТВЕРЖДАЮ

.С. Тайбинский

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №1555

ПСП «ЛЕНСК»

Методика поверки

МП 0595-14-2017

Начальник НИО-14

______C\~'~       Р.Н. Груздев

Тел. отдела: +7 (843) 299-70-52

Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №1555 ПСП «Ленек» (далее - СИКН) и устанавливает методику периодической (первичной) поверки при эксплуатации, а так же после ремонта.

Первичная поверка СИКН 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 ее в эксплуатацию, а также после ее ремонта.

Периодическая поверка СИКН выполняется в процессе ее эксплуатации.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

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

Таблица! - Операции поверки

• 2.1 Основное средство поверки

  • 2.1.1  Рабочий эталон 2-го разряда, в соответствии с ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости», с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки СРМ, входящих в состав системы во всем диапазоне измерений.

• 2.2 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН, приведены в таблице 5 настоящей инструкции.

• 2.3  Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические и основные технические характеристики аналогичны или лучше указанных в НД, приведенных в таблице 2,3 настоящей инструкции.

• 3.1 Поверку СИКН 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 СИКН и имеющие квалификационную группу по технике безопасности не ниже II в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

• 4.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. № 101 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми НД;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановлением Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 4.2 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности согласно Свода правил СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» помещение СИКН, с размещенным внутри оборудованием, относится:

• - к категории помещений - Ан;

• - по классу взрывоопасных зон - В1-а;

• - по категории и группе взрывопожарной смеси - П-АТЗ.

В соответствии с ГОСТ 30852.11-2002 (МЭК 60079-12:1978) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам» нефть относится к категории взрывоопасносной смеси - ПА. В соответствии с ГОСТ 30852.5-2002 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения» нефть относится к группе взрывоопасной смеси ТЗ.

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

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

• 4.5  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.

• 4.6  В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания СИКН разрабатываются руководство по эксплуатации СИКН, инструкции по видам работ, регламент взаимоотношений между диспетчерскими службами принимающей и сдающей сторон.

Поверка системы осуществляется на месте ее эксплуатации.

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

• 5.2 Метрологические и основные технические характеристики СИКН при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2 и таблице 3 соответственно.

Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКН

Таблица 3 - Основные технические характеристики СИКН

Окончание таблицы 3 - Основные технические характеристики СИКН

^Примечание - при расходе от 53 до 130 т/ч допускается работа при давлении 0,4 МПа на входе в СИКН.

• 6.1 При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации СИКН и НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 7 Проведение поверки

• 7.1.1 При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид.

  • 7.1.1.1  Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

  • 7.1.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытий, ухудшающих внешний вид и препятствующих ее применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• - СИ, входящие в состав СИКН, 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».

• 7.1.2 СИ, входящие в состав СИКН поверяют в соответствии с методиками поверки, указанными в таблице 5.

• 7.1.3 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав СИКН.

• 7.1.4 СИКН не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 7.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

  • 7.2.1.1 Идентификационные данные ПО СИКН должны соответствовать сведениям, приведенным в таблице 4.

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО

• 7.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

а) включить питание ИВК, если питание было выключено;

б) дождаться после включения питания появления на дисплее ИВК главного меню или войти в главное меню;

в)  в главном меню нажатием клавиши «5» выбрать пункт меню «5. SYSTEM SETTINGS»;

г) нажатием клавиши «7» выбрать пункт меню «7. SOFTWARE VERSION»;

д) нажатием клавиши «Стрелка вправо» получить идентификационные данные со следующих экранов:

• 1) VERSION CONTROL FILE CSUM - контрольная сумма;

• 2) VERSION CONTROL APPLICATION SW - версия программного обеспечения ИВК.

• 7.2.3 Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора «ОЗНА-Flow» проводят в следующей последовательности:

а) нажать левой кнопкой "мыши" по кнопке "CRC ОЗНА-Flow" в нижней части окна мнемосхемы;

б) в открывшемся окне «ОЗНА-Flow» отображается цифровой идентификатор ПО.

• 7.2.4 Полученные результаты идентификации ПО СИКН должны соответствовать данным указанным в описании типа на СИКН.

• 7.2.5 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.

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

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

• 7.3.3 Проверяют герметичность СИКН.

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

• 7.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

  • 7.4.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

    • 7.4.1.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти §М_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений СИКН принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (модификации CMF 400) с измерительными преобразователями серии 2700 и счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (модели CMF 400) с электронными преобразователями модели 2700.

    • 7.4.1.2 Результат поверки признают положительным, если значение относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти не превышает ± 0,25 %.

• 7.4.2.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти &М_И. %, определяют

  по формуле:

  

  (1)

где ^М_Б - относительная погрешность СИКН при измерениях массы брутто нефти, %,

Л W _в - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляется по формуле (6); при измерении объемной доли воды влагомером нефти поточным УДВН-1пм (далее - ВП) вычисляется по формуле:

Ри

где &(р_в- абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВП, %;

Рв ~ плотность воды при условиях измерений <Р_в , кг/м³;

Рн - плотность нефти при условиях измерений (р_в , кг/м³;

(р _в - объемная доля воды в нефти, %, измеренная ВП или в лаборатории;

_мп - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, по формуле (6);

^хс ~ абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемые по формуле:

Д^=0,1х^

Рн

где ^Рхс ~ абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, по формуле (6);

ХС                                                                    э

р_н - плотность нефти при условиях измерений %-_с,кг/м ,

W_B - массовая доля воды в нефти, %, определенная в лаборатории.

При измерении объемной доли воды ВП массовая доля воды вычисляется ИВК по формуле:

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

w_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и вычисляемая по формуле:

W_xc-0,l^,                         (5)

Рн

где <р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории.

• 7.4.2.2 Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

• 7.4.2.3 Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателей качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле:

где 7? и г - пределы воспроизводимости и повторяемости (сходимости) метода определения соответствующего показателя качества нефти.

• 7.4.2.4 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».

• 7.4.2.5 Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости.

• 7.4.2.6 Результат поверки признают положительным, если значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН не превышают ±0,35 %.

7.5 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 5 с учетом требований, предъявляемых к СИКН.

Таблица 5 - СИ и методики их поверки

Продолжение таблицы 5 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 5 - СИ и методики их поверки

СИ, не участвующие в определении массы нефти или результаты измерений, которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, калибруются в соответствии с действующими НД, приведенными в таблице 6.

Таблицаб - СИ и методики их поверки

• 8.1 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 июля 2015 г. № 1815 (далее - Порядок проведения поверки СИ).

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти, а также диапазон измеряемого расхода СИКН, состоящий из значений минимального и максимального расхода. За значение минимального расхода принимают минимальный расход того преобразователя расхода, у которого расход среди всех рабочих преобразователей расхода наименьший (согласно свидетельствам об их поверке), или значение минимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму максимальных расходов преобразователей расхода, установленных на рабочих измерительных линиях СИКН (согласно свидетельствам об их поверке), или значение максимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно меньше.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 8.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

12