Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти №450» (МП 0643-14-2017)

Федеральное государетвенное унитарное предприятие «Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора ■то развитию

ФГУП «ВНИИР.»

; ■ - '                  ' ‘

■. «27» октября 2017 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ

КАЧЕСТВА НЕФТИ № 450

Методика поверки

МП 0643-14-2017

Зам. начальника отдела -ведущиййдб^нрр НИО-14

■'      7 М.В. Черепанов

Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левина А.П.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средства измерений «Системы измерений количества и показателей качества нефти № 450» (далее - система) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Первичная и периодическая поверка системы и средств измерений (СИ), входящих в состав системы выполняется согласно части 1 ст. 13 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и приказу Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Поверка системы проводится на месте ее эксплуатации. Поверку системы допускается проводить в меньшем диапазоне измерений расхода нефти, чем указано в описании типа на систему.

При этом диапазон измерений массы нефти системы определяется значениями 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 системы, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму максимальных расходов преобразователей расхода установленных на рабочих измерительных линиях системы (согласно свидетельствам об их поверке), или значение максимального расхода, указанного в описании типа системы, если оно меньше.

На основании письменного заявления владельца системы допускается проводить периодическую поверку СИ, предназначенных для измерений параметров измеряемой среды в ограниченном диапазоне измерений.

При поверке СИ в ограниченном диапазоне измерений соответствующая запись должна быть сделана в свидетельстве о поверке и (или) в паспорте (формуляре) СИ.

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

Интервал между поверками системы - 12 месяцев.

• 1.1 При проведении поверии выполпяют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1  Рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки преобразователей расхода турбинных (далее - ТПР), 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 системы, приведенных в таблице 5 настоящей методики поверки.

• 2.3  Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ 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 инструкцию 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».

• 4.1 При прооелдыии испытаний сс>олюлают требования, опрсидляемые:

• - 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», 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 блок-бокса блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК) относится к категории А, площадка блока измерительных линий (БИЛ) и узла подключения передвижной поверочной установки (ППУ) - А, операторная - Д, по классу взрывоопасных зон согласно Правилам устройства электроустановок - помещение блок-бокса БИК относится к классу В-1а, площадка БИЛ и узла подключения ППУ - В-1а, согласно ГОСТ 30852.9-2002 (МЭК 60079-10:1995) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон» система относится к классу 2. 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 системы должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правилам противопожарного режима в Российской Федерации.

• 4.4 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений во взрывоопасных зонах, 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 системы разрабатываются инструкция по эксплуатации системы, инструкции по видам работ.

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

• 5.2 Характеристики системы при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики системы

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

• 7.1.1 При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид системы.

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

  • 7.1.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• — на компонентах системы не должно быть механических повреждений препятствующих ее применению и проведению поверки;

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

- СИ, входящие в состав системы, должны быть поверены и иметь пломбы, несущие на себе знак поверки или калибровки, в соответствии с их методиками 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 системы 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 системы.

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

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

  • 7.2.1.1 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям,

приведенным в таблице 3,4.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ»

Окончание таблицы 4 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ»

• 7.2.1.2 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

• 7.2.1.3  Определение идентификационных данных ПО проводят в соответствии с технической документацией на систему.

• 7.2.1.4  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07. Руководство оператора. РХ.7000.01.04 РО».

При проведении проверки идентификационных данных ПО проверяют соответствие номера версии и идентификационного наименования ПО, указанного в описании типа.

Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК необходимо выбрать меню Основные параметры —» Просмотр —> О программе. (Рисутток 1)

Текущий пуск: номер

16

Общее время работы- (ччэлм) 233:32

Текущий пуск: начало

13.10-2017 13:2432_________________

Текущий пуск время работы. (чч:мм)

11156     _   ■   ■   ,      ________

Алгоритмы вычислений;

РХ.7000.01.СИ АВ

Версия:

PX.7000.01.Cn

Метрологически значимая часты

EMC07.Metrology.dll____________

Вычисленная CRC32:

A204D560  _______________

Образцовая CRC32: A2O4D56O

Рисунок 1

• 7.2.2 Определение идентификационныхданных ПОавтоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.

  • 7.2.2.1 Oпpeдeлeниeидепаи фииавноннак данньк ИРРАРТТ о ператоиа оитчомыпрородят о считоетстонн с Ипсзрукцней пчльзчиателя АРМ оператора.

Для почсмчтоа ниептнфнкацнчрпыр иаппых ПО АРМ чпеоатчоа системы речбрчинмч аа мчпнтчое аажать леочй кпчпкчй мьппн аа эмблеме чогапнзацнн о праочм верхнем углу.

На экране чткочется пааель. Счиеожащая нрфчомацфю ч пафмепчиапнн ПО, пчмеое оеосфн ПО, нмепф файла н егч кчпточльпчй суммы (Рнсуачк 2).

Рнсуачк 2

Результаты почоеокф сянтиются уичолеточонтельпымн, еслн пчкизапфя АРМ н СИ устчйчноые, зрачерня паоареточо рирчиятся о устапчолеппчм пределе н о журрилир сччбщепфй АРМ н ИВК чтсутстиует нрфчрмацня ч сбчяр н реичпустнмыр чтклчпепфяp о теpпчлчгнческчр прчцессе, а ниептнфнкацнчппые ииарые ПО сччтоевсвоуют прноеиеппыр о таблнцар 3,4.

• 7.3.1 Oпpoбooaниeпpoваиятг гoяввитсчвии т НД на повериуСИ, входящор Бсс^рао снстемы.

Прчоеряют иейстоне н озанрчиейстоне кчмпчпептчо о сччтоетстонн с нрструкцней пч эксплуатацнф снстемы, очзрчжпчсть ^лучиння чтчети слеиующнм чбразчм:

• - прчоеряется аалнчне элекврчпфвапня аа элемеатар снстемы н среисвоаp пчоеркф;

• - прчоеряется палнчфе соязн межиу перончпььрф пречбразчоавелямн, овчрнчачй аппаравурчй н ИВК, ИВК н АРМ чперавчра снсвемы путем онзуальрчгч кчртрчля мипяющнрся зпачепфй фзреряемыp оелфчнп аи инсплее кчмпьютера АРМ чператчра;

• - прчоеряевся рабивчспчсчбачсть запчрпч-регулнрующей арматуры путем ее чвкрытня н закрытня;

- используя принтер компьютера АРМ оператора системы распечатываются пробные отчеты (протоколы поверки, оперативные отчеты).

• 7.3.2 Проввряютгерметиичнстььистемы.

Оперативным персоналом путем визуального осмотра по месту, а также по сигнализации на АРМ оператора системы, проверяется отсутствие утечек измеряемой среды через элементы оборудования и СИ системы. На элементах оборудования и СИ системы не должно наблюдаться следов измеряемой среды.

При обнаружении следов измеряемой среды на элементах оборудования или СИ поверку прекращают и принимают меры по устранению утечки измеряемой среды.

• 7.4.1.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти с применением системы 5М_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам вьшвлненся измерений», определяют по формуле

ЗМ_Б = ±1,1-J+ + G² (6р² + /}²\0⁴ ATj) + /^²-H^⁴-AT²+SN² ,               (1)

относительная погрешность измерений объема нефти ТИР, % (из свидетельства о поверке);

относительная погрешность измерений плотности нефти преобразователя плотности жидкости измерительного модели 7835 (далее - ИИ), %, вычисляется по формуле

8р

•100,

(2)

абсолютная погрешность ИИ, кг/м³ (из свидетельства о поверке ИИ);

минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений плотности нефти системы, кг/м3;

абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях плотности и объема соответственно, °С;

коэффициент объемного расширения нефти, (приложение А ГОСТ Р 8.595);

пределы допускаемой относительной погрешности ИВК, %; коэффициент, вычисляемый по формуле

_G = 1 + 2-Р-Ту

1 + 2-уб-Г ’

температура нефти при измерениях плотности и объема нефти соответственного.

• 7.4.1.2 Относительная погрешность измерений массы брутто нефти с применением системы не должна превьппать ±0,25 %.

• 7.4.2.1 Относитеньную гютрсшностънзмсрсний массы нетто нефти снрименением системы 5M_H, %, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.595, по формуле

  бМн =±1,1-

  1

  ± AW3-±AW^_{c +} AW^

  ± Z                              ч ’

  - w +W + W

  1 _ ^VVB ^VVXC ^vvMn

  I 100

  (4)

где 5M_B - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

AW_B -абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, % при измерении массовой доли воды в лаборатории вычисляется по формуле

AW_B=±

AW_XC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляется по формуле

Рн

рд^с - плотность нефти при условиях измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³;

Афхс - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой

концентрации хлористых солей, мг/дм³, вычисляются по формуле

AW_Mn — абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляется по формуле

(8)

Rb ,Rxc      воспроизводимость методов определения массовой доли воды, массовой

концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которые приведены в ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» и ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей» соответственно;

Г, ^гхс ’ ^гмп^_ сходимость методов определения массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 2477, ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370 соответственно;

W_B - массовая доля воды в нефти, измеренная в лаборатории, %;

W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

Wc                                            (9)

Рн

Ф_хс - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³;

- массовая доля механических примесей в нефти, %.

• 7.4.2.2 Относительная понрешностензмерений массы нетто нефти нприменением системы не должна пневопнато ±0,35 %.

• 7.4.3 Oпpeдeлтпнеметpoлoеиетcкиxxapaктepртрие cнэс^^атв рзмepeнай. тxoаыщих д состав системы.

Определение метрологических характеристик средств измерений, входящих в состав

системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 5.

Таблица 5 - СИ и методики их поверки

Продолжение таблицы 5 — СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 5 - СИ и методики их поверки

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме Приложения 1 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.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

• 8.2 При отрицательных результатах поверки систему 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.

14