Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН-1 (ЦЕХ № 2). ВОЗВРАТ НЕФТИ С УСТАНОВКИ » (МП 0712-14-2017)

Методика поверки

Тип документа

Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН-1 (ЦЕХ № 2). ВОЗВРАТ НЕФТИ С УСТАНОВКИ

Наименование

МП 0712-14-2017

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

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ НА УПН-1 (ЦЕХ № 2). ВОЗВРАТ НЕФТИ С УСТАНОВКИ

Методика поверки

МП 0712-14-2017

Начальник НИО-14 ФГУП «ВНИИР»

_______\______PH. гРУ3Дев

'Гел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

А.П. Левина

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на средство измерений «Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН-1 (цех № 2). Возврат нефти с установки» (далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками (калибровками) средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН, за исключением термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4, - 12 месяцев.

Интервал между поверками термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 36 месяцев.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

Номер пунк-та инструкции

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Внешний осмотр

6.1

Да

Да

Подтверждение соответствия программного обеспечения

6.2

Да

Да

Опробование

6.3

Да

Да

Определение (контроль) метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН

6.4.1

Да

Да

Определение относительной погрешности измерений массы нефти

6.4.2

Да

Да

2  Средства поверки
  • 2.1 Основное средство поверки СИКН

    • 2.1.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», обеспечивающий определение метрологических характеристик средств измерений массы и массового расхода на каждой измерительной линии СИКН в требуемых диапазонах расхода.

  • 2.2 При проведении поверки (калибровки) СИ в составе СИКН применяют средства поверки (калибровки), указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки (калибровки) СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

  • 2.3 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в НД, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

3  Требования безопасности
  • 3.1 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 № 101 от 12 марта 2013 г. «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», Постановление 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.

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

  • 3.3 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0 «Электроооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования»

  • 3.4  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 Условия поверки

Поверка СИКН осуществляется в условиях эксплуатации.

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

Характеристики СИКН и измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

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

Таблица 2 - Характеристики СИКН и измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Диапазон измерений расхода, т/ч

от 5,4 до 12

Диапазон избыточного давления нефти, МПа

от 0,066 до 0,35

Диапазон температуры нефти, °C

от +15 до +70

Вязкость кинематическая нефти в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт)

от 20 до 35

Плотность нефти в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

от 870 до 950

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

5 Подготовка к поверке

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

6 Проведение поверки
  • 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид.

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

  • 6.1.2  При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

  • - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений, препятствующих проведению поверки;

  • - надписи и обозначение 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».

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

  • 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО).

    • 6.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

    • 6.2.2  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-Ь») (далее - ИВК) проводят в соответствии с его руководством по эксплуатации.

Для просмотра версии ПО, контрольной суммы и других сведений необходимо в строке меню выбрать пункт «СИСТ. ПАРАМЕТРЫ», затем выбрать подпункт «СВЕДЕНИЯ о ПО». На экране появится окно со сведениями о ПО ИВК.

  • 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «Rate. АРМ оператора У УН» проводят в соответствии с его руководством пользователя.

  • 6.3 Опробование

    • 6.3.1 Опробуют СИКН путем увеличения или уменьшения расхода измеряемой среды в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считаются удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении расхода измеряемой среды соответствующим образом изменялись показания на соответствующих средствах отображения информации.

  • 6.3.2 Проверяют герметичность СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на СИКН.

СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления.

  • 6.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

    • 6.4.1 Определение (контроль) метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - СИ и их методики поверки

Наименование СИ

нд

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификация CMF200) с преобразователями 2700 (далее - СРМ)

МИ 3272-2010 «Рекомендация. ГСП. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности»

«Рекомендация. ГСП. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки», утвержденная ВНИИМС 25.07.2010 г.

Т ермопреобразовате ли сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными 644

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»

МП 14683-09 «Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИМС 25 октября 2004 г.

Преобразователи давления измерительные 3051 TG;3051 CD

МП 14061-10 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИМС 08.02.2010 г.

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

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

МИ 3240-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (далее -ПВ)

МИ 2366-2005 «Рекомендация. ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки»

ИВК

«ГСИ. Инструкция. Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»). Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 18 декабря 2009 г.

МП 0177-2-2014 «Инструкция. ГСИ. Комплексы измерительновычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»). Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП«ВНИИР» 09 сентября 2014г.

Контроллер программируемый SIMATIC S7-300; Контроллер программируемый SIMATIC S7-1200

МИ 2539-99 «Рекомендация. ГСИ. Измерительные каналы контроллеров, измерительно-вычислительных, управляющих, программно-технических комплексов. Общие требования к методике поверки»

Расходомер ультразвуковой UFM 3030

МП 48218-11 «ГСИ. Расходомеры ультразвуковые UFM 3030, UFM 3030-300, UFM 500-030, UFM 500-300. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в сентябре 2011 г.

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

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

Манометры показывающие ТМ

МИ 2124-90 «Рекомендация. ГСИ. Манометры, вакууметры, мано-вакууметры, напоромеры и тягонапоромеры показывающие и са-мопишующие. Методика поверки»

Допускается проводить калибровку расходомера ультразвукового UFM 3030 и преобразователей давления измерительных 3051 CD по соответствующим методикам поверки, приведенным в таблице 3.

  • 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти СИКН

    • 6.4.2.1 При прямом методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти (8мб, %) в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти СРМ.

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

  • 6.4.2.2 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.595 (дмн, %) вычисляют по формуле:

О)

где AWb- абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %, при измерении в лаборатории определяется по формуле (6), при измерении объемной доли воды ПВ вычисляется по формуле:

ДИ7 = .4.^' Рв

(2)

^гг В        В ’

Рн

где А<рв - абсолютная погрешность измерений объемной доли ПВ, %; рв - плотность воды при условиях измерений в, кг/м3;

р„ - плотность нефти при условиях измерений в, кг/м3;

Л №мп - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляется по формуле (6);

Л Wxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляется по формуле:

д!7 -01-

(3)

£Л'Г ХС и’* хс

Рн

где ксрхс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм3, вычисляется по формуле (6);

р*с - плотность нефти при условиях измерений хс, кг/м3;

Wb - максимальное значение массовой доли воды в нефти, %; при измерении объемной доли воды ПВ массовая доля воды вычисляется в ИВК по формуле:

(4)

где фв - объемная доля воды в нефти, измеренная ПВ, %;

Wmii - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, %;

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле:

Фхс

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

(5)

определенная в

лаборатории.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений Д, %, вычисляют по формуле:

(6)

>/2

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 R метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г.

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.

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

  • 7.2 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 02.07.2015 № 1815.

8

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель