Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти №224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть»» (НА.ГНМЦ.0291-18 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

АО «Нефтеавтоматика»

.С. Немиров

2018 г.

г."5ч о\            „ Z>r £7,

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти №224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0291-18 МП

Казань

2018

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» (далее - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.1);

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СИКН (п.п. 6.2);

• 1.3 Опробование (п.п. 6.3);

• 1.4 Определение метрологических характеристик (далее - MX):

  • 1.4.1 Определение MX средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКН (п.п. 6.4.1);

  • 1.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п.п. 6.4.2);

  • 1.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п.п. 6.4.3 ).

• 2.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов счетчиков расходомеров массовых.

• 2.2 Средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №390 от 25.04.2012;

• - СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»;

• - СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования»;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

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

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, входящие в состав СИКН.

6.1. Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО устройства измерений параметров жидкости и газа модели 7955 (далее - ИВК).

• 6.2.1.1 Чтобы определить идентификационные данные необходимо на мнемосхеме АРМ оператора нажать кнопку «Сервис», в открывшемся окне в последняя строка таблицы отображает идентификационные данные. При нажатии кнопки «Проверить», расположенной в конце строки, появляется окно «GetCRC32», в котором указан путь расположения проверяемого файла и результат расчета контрольной суммы проверяемого файла.

• 6.2.1.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 6.2.1.1 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО ИВК СИКН программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора «Cropos».

• 6.2.2.1 Чтобы определить идентификационные данные необходимо на мнемосхеме АРМ оператора нажать кнопку «Сервис», в открывшемся окне в первые четыре строки таблицы отображают идентификационные данные. При нажатии кнопки «Проверить», расположенной в конце каждой строки, появляется окно «GetCRC32», в котором указан путь расположения проверяемого файла и результат расчета контрольной суммы проверяемого файла.

• 6.2.2.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 6.2.2.1 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО АРМ оператора «Cropos» программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.3 Опробование

Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав С И КН.

• 6.4 Определение MX

• 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН, проводят в

соответствии с НД, приведенными в таблице 1.

Таблица1- Перечень НД на поверку СИ

Датчики давления Метран-100, предназначенные для измерений разности давления, счетчик нефти турбинный МИГ-32 или преобразователь расхода турбинный МИГ-М-32, установленный в блоке измерений показателей качества нефти, подлежат калибровке или поверке один раз в год, остальные СИ, входящие в состав системы подлежат поверки один раз в год.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы брутто нефти 8М_6р, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений СРМ.

Значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти не должны превышать ±0,25%.

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешности измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

где 5М_бр - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

21И/_В - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

Д1У_МП - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

Д1/И_хс - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %;

- массовая доля воды в нефти, %;

1У_МП - массовая доля механических примесей в нефти, %;

VT_XC - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

И/_хс = 0,1-^,                                      (2)

где <р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, определенная в лаборатории по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

р - плотность нефти, измеренная в лаборатории и приведенная к условиям измерений массы брутто нефти согласно МИ 2928, кг/м³.

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти определяют по результатам оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории, проводящей анализы при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6.

Допускается до оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории определять погрешности измерений в соответствии с ГОСТ 33701-2015.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерениях соответствующего

показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений (д, % вычисляют по формуле

(3)

где R и г - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) метода

определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65, ГОСТ 6370-83, ГОСТ 21534-76.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости (повторяемости) г, % массы. Значение сходимости (повторяемости) Гхс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в % массы по формуле где г_хс - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³.

Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35%.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельствам о поверке на СРМ);

• - идентификационные признаки программного обеспечения СИКН (допускается оформлять протоколом, прилагаемым к свидетельству о поверке как обязательное приложение, см. приложение А).

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 к применению в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

Место проведения поверки: _________________________________________________________________

Наименование СИ:____________________________________________________________________

Заводской номерСИ:№___________________________________________________________

Таблица 1 Идентификационные данные ПО устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955

Таблица 2 Идентификационные данные ПО АРМ оператора «Cropos»

Заключение: ПО СИКН соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа СИКН.

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)                                  (инициалы, фамилия)

________________ 20__г.

9