Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Грековская» ЦПНГ–5» (MП 1512/4-311229-2017)

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

«УТВЕРЖДАЮ»

Техниче

директор

Метрологии «СТП»

■ И. А. Яценко

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Грековская» ЦПНГ-5

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 1512/4-311229-2017

г. Казань

2017

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Введение

• 2 Операции поверки

• 3 Средства поверки

• 4 Требования к технике безопасности и требования к квалификации поверителей

• 5 Условия поверки

• 6 Подготовка к поверке

• 7 Проведение поверки

• 8 Оформление результатов поверки

• 1.1 Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Грековская» ЦПНГ-5 (далее - СИКНС), зав. № 4059181, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

• 1.2 Интервал между поверками СИКНС - 3 года.

• 1.3 Поверка СИКНС проводится поэлементно. Поверка средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС, осуществляется в соответствии с их методиками поверки. В таблице 1 приведен перечень документов, устанавливающих методику поверки на СИ в составе СИКНС.

Таблица 1 - Перечень документов на методику поверки СИ в составе СИКНС

При проведении поверки СИКНС должны быть выполнены операции, указанные в таблице 2.

Таблица 2 - Операции поверки

• 3.1 При проведении поверки СИКНС применяют эталоны и СИ, приведенные в таблице 3.

Т а блиц а 3 - Основные эталоны и СИ

• 3.2 Допускается использование других эталонов и СИ с характеристиками, не уступающими характеристикам, указанным в таблице 2.

• 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.

• 4.1 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 «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», а также 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 должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха                       от 10 до 30 °C;

• - относительная влажность                                от 30 до 80 %;

• - атмосферное давление                                  от 84 до 106 кПа.

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

• - проверяют заземление СИ, работающих под напряжением;

• - эталонные СИ и средства обработки информации (далее - 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 на СИКНС;

• - паспорта на СИКНС;

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

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

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

• - методики поверки на СИКНС.

• 7.1.2 Результаты проверки технической документации 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.

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

• 7.2.3 Проверяют герметичность всех узлов соединений, контролируют отсутствие утечки рабочей среды, отсутствие механических повреждений и загрязнений, следов коррозии, посторонних шумов и вибраций.

• 7.2.4 Отсутствие обрывов и нарушения изоляции проводников кабелей и жгутов, влияющих на функционирование СИКНС.

• 7.2.5 Наличие и прочность крепления разъемов и органов управления СИКНС.

• 7.2.6 Проверяют целостность пломб и клейм на СИ, входящих в состав СИКНС.

• 7.2.7 Результаты внешнего осмотра считают положительными, если монтаж СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКНС, внешний вид и комплектность СИКНС соответствуют требованиям технической документации.

• 7.3 Опробование

• 7.3.1.1 Подлинность и целостность ПО СИКНС проверяют сравнением идентификационных данных ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и отраженными в описании типа СИКНС.

• 7.3.1.2 Проверяют возможность несанкционированного доступа к ПО СИКНС и наличие авторизации (введение пароля, возможность обхода авторизации, проверка реакции ПО СИКНС на неоднократный ввод неправильного пароля).

• 7.3.1.3 Результаты подтверждения соответствия программного обеспечения СИКНС считают положительными, если:

• - идентификационные данные ПО СИКНС совпадают с исходными, указанными в паспорте на СИКНС;

• - исключается возможность несанкционированного доступа к ПО СИКНС, обеспечивается авторизация.

• 7.3.2.1 Приводят СИКНС в рабочее состояние в соответствие с эксплуатационной документацией. Проверяют прохождение сигналов средств поверки, имитирующих измерительные сигналы (от 4 до 20 мА, сигналы сопротивления). Проверяют на дисплее монитора операторской станции управления СИКНС показания по регистрируемым в соответствии с конфигурацией СИКНС параметрам технологического процесса.

• 7.3.2.2 Результаты проверки работоспособности СИКНС считают положительными, если при увеличении и уменьшении значения входного сигнала (от 4 до 20 мА, сигналы сопротивления) соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на дисплее монитора операторской станции управления.

• 7.3.3 Результаты опробования считаются положительными, если выполняются требования по 7.3.1 и 7.3.2

• 7.4.1 Определение погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА)

  • 7.4.1.1 Отключают первичный измерительный преобразователь (далее - ИП) и к соответствующему каналу подключают 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 устанавливают электрический сигнал силы постоянного тока. В качестве реперных точек принимают точки 4; 8; 12; 16; 20 мА.

  • 7.4.1.3 Считывают значения входного сигнала с дисплея комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК) или с монитора автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора) и в каждой реперной точке рассчитывают приведенную погрешность преобразования токового сигнала yi, %, по формуле

    

    max ^xmin

(1)

где 1^   - значение тока, соответствующее показанию измеряемого параметра СИКНС

Т - максимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы

I .   - минимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы

• 7.4.1.4 Если показания СИКНС можно просмотреть только в единицах измеряемой величины, то при линейной функции преобразования значения тока 1^, мА, рассчитывают по формуле

  

  (2)

максимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

X. - минимальное значение измеряемого параметра, соответствующее

минимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

X_taM - значение измеряемого параметра, соответствующее задаваемому

• 7.4.1.5 Операции по 7.4.1.1-7.4.1.4 повторяют для каждого задействованного измерительного канала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА).

• 7.4.1.6 Результаты определения погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА) считают положительными, если значения абсолютной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА) в каждой реперной точке не выходят за пределы ±0,015 мА.

• 7.4.2 Определение абсолютной погрешности СИКНС при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала)

  • 7.4.2.1 Отключают первичный ИП и к соответствующему каналу подключают калибратор, установленный в режим генерации импульсов, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

  • 7.4.2.2 Фиксируют количество импульсов, накопленное ИВК.

  • 7.4.2.3 С помощью калибратора подают последовательность импульсов (импульсный сигнал) из 20000 импульсов, предусмотрев синхронизацию начала счета.

  • 7.4.2.4 Считывают значения входного сигнала с дисплея ИВК накопленное значение и вычисляют абсолютную погрешность Д_п, импульсы, по формуле

    
    

где        ^_ количество импульсов, подсчитанное ИВК, импульсы;

- количество импульсов, заданное калибратором, импульсы.

• 7.4.2.5 Операции по 7.4.2.2 - 7.4.2.4 проводят не менее трех раз.

• 7.4.2.6 Результаты определения абсолютной погрешности СИКНС при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) считаются положительными, если относительная погрешность при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) не превышает ±0,005 %.

7.4.3 Определение пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти

• 7.4.3.1 Массу нетто сырой нефти М_н, т, вычисляют по формуле

  

  1 100 )	1 100 )

  

  (4)

М_с - масса сырой нефти, измеренная при помощи счетчика-расходомера массового, т;

W - массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %;

W_Me - массовая доля воды в сырой нефти, %;

W_n - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в лаборатории по ГОСТ 6370-83;

W_xc - массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в соответствии с ГОСТ 21534-76.

• 7.4.3.2 Массовую долю растворенного газа в сырой нефти W, %, вычисляют по формуле

^=^—■100,                    (5)

Рен

где у - объемная доля растворённого газа в сырой нефти, м³/ м³, приведенного к ^рг      стандартным условиям, определяемая в соответствии с МИ 2575-2000;

р_г - плотность газа в стандартных условиях, кг/м³, вычисленная по ГОСТ 31369-2008;

рР - плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³.

7.433 Массовую долю воды в сырой нефти W_Me, %, при изменении объемной доли волы влагомером нефти сырой ВСН-2 или в лаборатории, вычисляют по формуле

W -р^р

мв         _р

ген

• 7.4.3.5 В лаборатории массовую долю воды определяют по ФР.1.31.2014.17851 и ФР.1.29.2016.25448.

• 7.4.3.6 Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти

W_xc, %, вычисляют по формуле:

7.4.3.7 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти 8_М , %, в соответствии с МИ 2693-2001, вычисляют по формуле

где

пределы допускаемой относительной погрешности измерения счетчика-расходомера массового %;

пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

ДГГ_сг - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли свободного газа в сырой нефти, %;

W - верхний предел измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти, %, принимается равным нулю;

Д W - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

W - верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

Д1Г_ив - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

W - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

AW_XC - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

W -  - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в

обезвоженной дегазированной нефти, %.

• 7.4.3.8 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти &W_Me, %, при измерении влагомером нефти сырой ВСН-2 или в лаборатории, вычисляют по формуле

ДРГ -Р^р

^W_Me=±—^^,                     (10)

Рен

где &W_oe - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, принимаемой равной пределам допускаемой абсолютной погрешности влагомера нефти сырой ВСН-2 или влагомера сырой нефти лабораторного ВСН-Л-01, в зависимости от выбранного метода измерений, %.

• 7.4.3.9 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти &W_Me, %, при измерении массовой доли воды в лаборатории по

ФР.1.31.2014.17851, вычисляют по формуле

W -8 _ 4- мв м» ^мв 100 ’

пределы относительной погрешности измерений массовой доли воды в дегазированной нефти по ФР.1.31.2014.17851.

• 7.4.3.10 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли свободного газа ДИ^, %, вычисляют по формуле

  ДК_сг-

  -

' Р_н ⁺Рст^У

< Р ст )

Рн

Рст

• 7.4.3.11 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа , %, вычисляют по формуле

№'Р_г

^_рг=± - --100,                        (13)

о Г СН

где ДУ_рг - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575-2000, не более ±0,1 %.

• 7.4.3.12 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли механических примесей, ДИ^_С)%, вычисляют по формуле

^„=0.1—.                      (14)

Р.

где Д^?_с - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³).

• 7.4.3.13 Абсолютные погрешности измерений массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580.

• 7.4.3.14 Для доверительной вероятности Р=0,95 и двух измерений соответствующего показателя сырой нефти абсолютную погрешность LWi, %, измерений i показателя вычисляют по формуле

  

(15)

где R.,^  - воспроизводимость и сходимость методов определения i показателей

качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 21534, 6370, %, массовых долей.

• 7.4.3.15 Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной 2г_хс. Значение сходимости метода г_хс, мг/дм³, в соответствии с ГОСТ 21534 переводят в массовые доли по формуле

• 7.4.3.16 Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти не превышают следующих значений:

а) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

б) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в лаборатории, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

• 7.4.4 Результаты определения метрологических характеристик считаются положительными, если выполняются требования по 7.4.1 - 7.4.4.

• 7.5.1 Результаты поверки СИКНС считают положительными, если результаты мероприятий по 7.1 -7.4 положительные.

• 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.

11 из 11