Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой КСП «Кез»» (MП 2308/1-311229-2017)

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

«УТВЕРЖДАЮ»

Тсх ни чески н директор

ООО Центр Метрологии «СТП»

И.Л. Яценко

« ZT »   .. . О?__________2017 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой КСП «Кез»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 2308/1-311229-2017

г. Казань

2017

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Введение

• 2 Операции поверки

• 3 Средства поверки

• 4 Требования техники безопасности и требования к квалификации поверителей 4

• 5 Условия поверки

• 6 Подготовка к поверке

• 7 Проведение поверки

• 8 Оформление результатов поверки

• 1.1 Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой КСП «Кез» (далее - СИКНС), заводской №427-3, изготовленную ООО «Н1Ш «Нефтегазинжиниринг», г. Уфа, принадлежащую ОАО «Удмуртнефть», г. Ижевск, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

• 1.2 Поверка СИКНС проводится поэлементно.

  • 1.2.1 Поверка средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС, осуществляется в соответствии с методиками поверки, указанными в описании типа СИ.

  • 1.2.2 Систему обработки информации (далее - СОИ) СИКНС поверяют на месте эксплуатации СИКНС в соответствии с настоящей методикой поверки.

Примечание - При наличии действующих свидетельств о поверке на контроллеры измерительные FloBoss S600+. барьеры искрозащиты и контроллер программируемый DirectLOGIC серии DL2O5 операции по 7.4.1-7.4.3 настоящей методики поверки допускается нс проводить.

• 1.3 Допускается проведение поверки отдельных измерительных каналов (далее - ИК) и (или) отдельных автономных блоков из состава СИКНС в соответствии с заявлением владельца СИКНС, с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

• 1.4 Интервал между поверками СИ, входящих в состав СИКНС, - согласно свидетельству об утверждении типа на эти СИ.

• 1.5 Интервал между поверками СИКНС - 2 года.

При проведении поверки должны быть выполнены следующие операции:

• - проверка технической документации (7.1);

• - внешний осмотр (7.2);

• - опробование (7.3);

• - определение метрологических характеристик (7.4);

• - оформление результатов поверки (8).

• 3.1 При проведении поверки СИКНС применяют эталоны и СИ, приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Основные эталоны и СИ

• 3.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКНС с требуемой точностью.

• 3.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы. СИ должны иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

• 4 ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ

• 4.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие требования:

• - корпуса применяемых СИ должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

• - ко всем используемым СИ должен быть обеспечен свободный доступ для заземления, настройки и измерений;

• - работы по соединению вспомогательных устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

• - обеспечивающие безопасность труда, производственную санитарию и охрану окружающей среды;

• - предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и эксплуатационной документацией оборудования, его компонентов и применяемых средств поверки.

• 4.2 К работе по поверке должны допускаться лица:

• - достигшие 18-летнего возраста;

• - прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке;

• - изучившие эксплуатационную документацию на СИКНС, СИ, входящие в состав СИКНС, и средства поверки.

При проведении поверки по 1.2.2 должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха

(в месте установки СОИ), °C                           20±5

• - относительная влажность, %                           от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                            от 84 до 106

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

• - проверяют наличие заземления СИ, работающих под напряжением,

• - эталонные СИ и СОИ СИКНС выдерживают при температуре, указанной в разделе 5, не менее трех часов, если время их выдержки не указано в инструкции по эксплуатации;

• - эталонные СИ и СОИ СИКНС устанавливают в рабочее положение с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

• - осуществляют соединение и подготовку к проведению измерений эталонных СИ и СОИ СИКНС в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

• 7.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют наличие:

• - руководства по эксплуатации СИКНС;

• - паспорта СИКНС;

• - свидетельства о предыдущей поверке СИКНС (при периодической поверке);

• - паспортов (формуляров) СИ, входящих в состав СИКНС;

• - действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) заверенной подписью поверителя и знаком поверки записи в паспорте (формуляре) СИ, входящих в состав СИКНС.

• 7.1.2 Результаты проверки считают положительными при наличии всей технической документации по 7.1.1.

• 7.2.1 При проведении внешнего осмотра СИКНС контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКНС, проверяют отсутствие механических повреждений СИ, четкость надписей и обозначений.

• 7.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКНС устанавливают состав и комплектность СИКНС. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в паспорте СИКНС. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, записям в паспорте СИКНС.

• 7.2.3 Результаты проверки считают положительными, если монтаж СИ, измерительновычислительных и связующих компонентов СИКНС, внешний вид и комплектность СИКНС соответствуют требованиям технической документации, отсутствуют механические повреждения СИ, надписи и обозначения четкие.

• 7.3 Опробование

• 7.3.1.1 Подлинность программного обеспечения (далее - ПО) СИКНС проверяют сравнением идентификационных данных ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа.

• 7.3.1.2 Проверку идентификационных данных СИКНС проводят в соответствии с руководством по эксплуатации. Полученные идентификационные данные сравнивают с исходными, которые представлены в описании типа СИКНС.

• 7.3.1.3 Проверяют возможность несанкционированного доступа к ПО СИКНС и наличие авторизации (введение логина и пароля), возможность обхода авторизации, проводят проверку реакции ПО СИКНС на неоднократный ввод неправильного логина и (или) пароля (аутентификация).

• 7.3.1.4 Результаты опробования считают положительными, если идентификационные данные ПО СИКНС совпадают с идентификационными данными, которые приведены в таблице 7.1, а также исключается возможность несанкционированного доступа к ПО СИКНС и обеспечивается аутентификация.

• 7.3.2.1 Приводят СИКНС в рабочее состояние в соответствии с технической документацией фирмы-изготовителя. Проверяют прохождение сигналов калибратора, имитирующих измерительные сигналы. Проверяют на мониторе автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) оператора показания по регистрируемым в соответствии с конфигурацией СИКНС параметрам технологического процесса.

• 7.3.2.2 Результаты опробования считают положительными, если при увеличении/уменьшении значения входного сигнала соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на мониторе АРМ оператора.

Примечание - Допускается проводить проверку работоспособности ПК СИКНС одновременно с определением метрологических характеристик по 7.4 данной методики поверки.

• 7.4 Определение метрологических характеристик

• 7.4.1.1 Отключить первичный измерительный преобразователь (далее - ИП) от ИК и к соответствующему каналу подключить калибратор, установленный в режим имитации сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

• 7.4.1.2 С помощью калибратора установить электрический сигнал силы постоянного тока. В качестве реперных точек принять точки 4; 8; 12; 16; 20 мА.

• 7.4.1.3 С дисплея контроллера (основного и резервного) или АРМ оператора считать значение входного сигнала в единицах силы постоянного тока от 4 до 20 мА и в каждой реперной точке вычислить приведенную погрешность у_1з %, по формуле

¹ 16

где I - значение силы постоянного тока от 4 до 20 мА по показаниям СИКНС, мА;

изм

I - показание калибратора, мА.

• 7.4.1.4 Результаты определения приведенной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока от 4 до 20 мА считают положительными, если рассчитанная по формуле (1) приведенная погрешность в каждой реперной точке не выходит за пределы:

• - ±0,07 % для ИК, имеющих в своем составе контроллер измерительный FloBoss S600+;

• - ±0,2 % для ИК, имеющих в своем составе контроллер программируемый DirectLOGIC серии DL205.

• 7.4.2.1 Отключить первичный ИП от ИК и к соответствующему каналу подключить калибратор, установленный в режим генерации частотных сигналов, в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Параллельно к ИК в шкафу СОИ подключить частотомер в режиме измерения частоты в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

• 7.4.2.2 С помощью калибратора установить электрический сигнал частотных сигналов. В качестве реперных точек принять точки 200; 450; 700; 950; 1200 Гц. Действительное значение заданной частоты контролируют по показаниям частотомера.

• 7.4.2.3 С дисплея контроллера (основного и резервного) считать значение входного сигнала и в каждой реперной точке вычислить относительную погрешность 5_V, %, по формуле

5_V = ^V|l3tl ~^Уззд-100,                                            р)

где v_mM - показание СИКНС в /-ой реперной точке, Гц;

Узад ^_ показание частотомера в z-ой реперной точке, Гц.

• 7.4.2.4 Результаты определения относительной погрешности при измерении частотного сигнала считают положительными, если рассчитанная по формуле (2) относительная погрешность в каждой реперной точке не выходит за пределы ±0,002 %.

• 7.4.3.1 Отключить первичный ИП от ИК и к соответствующему каналу подключить калибратор, установленный в режим генерации импульсов, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

• 7.4.3.2 С помощью калибратора фиксированное количество раз (не менее трех) подать импульсный сигнал (10000 импульсов), предусмотрев синхронизацию начала счета импульсов.

• 7.4.3.3 С дисплея контроллера (основного и резервного) считать значение входного сигнала и вычислить абсолютную погрешность А_п, импульсы, по формуле

^Ап =^ПИЗ_М-П_зад,                                      (3)

где п_1ом - количество импульсов, подсчитанное СИКНС, импульсы;

^пза_Д “ количество импульсов, заданное калибратором, импульсы.

• 7.4.3.4 Результаты определения абсолютной погрешности при измерении импульсного сигнала считают положительными, если рассчитанная по формуле (3) абсолютная погрешность не выходит за пределы ±1 импульс на 10000 импульсов.

• 7.4.4.1 Относительная погрешность СИКНС при измерении массы (массового расхода) сырой нефти при прямом методе динамических измерений принимается равной относительной погрешности СРМ.

• 7.4.4.2 Результаты определения относительной погрешности при измерении массы (массового расхода) сырой нефти считают положительными, если относительная погрешность СИКНС при измерении массы (массового расхода) сырой нефти не выходит за пределы ±0,25 %.

• 7.4.5.1 Относительная погрешность СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти 8М_Н, %, определяется по формуле

  8М_Н — ±1, Г

  

  (4)

• - относительная погрешность измерения массы сырой нефти, %;

• - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

• - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей, %;

• - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %;

W_e - массовая доля воды в сырой нефти, %;

W - массовая доля механических примесей в сырой нефти, %;

W - массовая доля хлористых солей в сырой нефти, %.

Абсолютные погрешности измерений массовых долей хлористых солей и механических примесей в сырой нефти в испытательной лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего параметра сырой нефти абсолютную погрешность его измерений Д вычисляют по формуле

где R - воспроизводимость методов определения параметров сырой нефти, г      - сходимость методов определения параметров сырой нефти.

Значения R и г приведены в ГОСТ 21534-76, ГОСТ 6370-83.

Пределы абсолютной погрешности измерений массовой доли механических примесей, АРР_дог , %, вычисляют по формуле

=

Пределы абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей, АИф_с, %, вычисляют по формуле

.                                               (7)

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей R_xc по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости г_хс. Значение сходимости г_хсм, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли, %, по формуле

(8)

где р_сн2о - плотность сырой нефти при температуре 20 °C и избыточном давлении, равном нулю, определенная в испытательной лаборатории, кг/м³.

В случае определения массовой доли воды в сырой нефти по результатам измерений объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным пределы абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в сырой нефти АДО7., %, вычисляют по формуле

RW_s = ±       '^Рб ,                                      (9)

Р сн

пределы абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным при рабочих условиях с учетом погрешности измерения аналоговых сигналов контроллера, %;

плотность воды, приведенная к рабочим условиям, кг/м³;

плотность сырой нефти, приведенная к рабочим условиям, кг/м³.

Массовую долю воды в сырой нефти W_e,°/o, при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным вычисляют по формуле:

Рввпаг Р в

Рс

Массовую долю хлористых солей в сырой нефти W_xc, % вычисляют по формуле:

^ = 0,1' — , ₍₁1_} Рсн20

где       - массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, определенная в ис

пытательной лаборатории по ГОСТ 21534-76, мг/дм³ либо г/м³.

• 7.4.5.2 Результаты определения относительной погрешности при измерении массы нетто сырой нефти считают положительными, если рассчитанная по формуле (4) относительная погрешность не выходит за пределы ±0,35 %.

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с Приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 8.2 Отрицательные результаты поверки СИКНС оформляют в соответствии с Приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». При этом выписывается извещение о непригодности к применению СИКНС с указанием причин непригодности.

9 из 9