Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО "РНГ"» (НА.ГНМЦ.0216-2018 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

АО «НефтеаВроматика»

I Л '

V

«о?А‘У

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0216-18 МП

Казань

2018

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти N° 1512 АО «РНГ» (далее - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

Та б л и ц а 1 - Операции поверки

• - «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 нормативных документов (далее - 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 Проверка комплектности технической документации.

Проверяется наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки и эксплуатационно-технической документации на СИ, входящих в состав СИКН.

• 6.2 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 соответствующими технической документации.

• 6.3 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

  • 6.3.1 Проверкр вдентификациоиныхданны хП(3|-енератора отчеаов АБАК REPORTER автоматизированного рабочего места (далее - АРМ оператора).

    • 6.3.1.1 Чтобы определить идентификационные данные ПО генератора отчетов АБАК REPORTER АРМ оператора необходимо нажать кнопку «Сервисная» на основной мнемосхеме монитора АРМ оператора. В появившемся окне найти подокно «Контрольная сумма файла mDLL.dll», в котором нужно нажать кнопку «Показать», после чего в подокне «D:\PROJECT\AR\mDLL.dll» отобразятся идентификационные данные метрологически значимой части ПО генератора отчетов АБАК REPORTER АРМ оператора. Полученные идентификационные данные ПО генератора отчетов аБаК REPORTER АРМ оператора заносят в протокол по форме приложения А.

  • 6.3.2 Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее -ИВК).

    • 6.3.2.1 Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить следующие действия: на панели отображения ИВК нажать кнопку «Информация» после чего на мониторе ИВК появятся идентификационные данные ПО ИВК. Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в протокол по форме приложения А.

  • 6.3.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п.п. 6.3.1.1 и 6.3.2.1 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКН ПО, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.4 Опробование.

Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав сИкН.

• 6.5 Определение MX.

  • 6.5.1 Оппедделние MX СС, вводдщих в соссав СИКН, проводяя в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

Та б л и ца 3 - Перечень НД на поверку СИ

• 6.5.2 Определение пределов допускаемое! относительной погрешности измерений танны брутто оофее.

Сегоанрт ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Манна нефти и нефйенртаокееу. Общее требования к меетаикам уынеонения измерений» ори нрямем меттае аиоамиченких измерений за негрешнентп измерений манны брутте нефти SM, %, нринимают нреаоо аенонкаемей ттоенийеопнтй нтгрошнтнти измерений ПР.

Относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) не должна превышать ±0,25%, относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на контрольно-резервной ИЛ не должна превышать ±0,20%.

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

• 6.5.3 Определенид пределов допускдомой етносительнот ьогрешнорти измерений массы нетто нефти.

Пределы допускаемой относетильной погрешности измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

I 100 J

где 5М„  - пределы относиеельннй погрешности измерений массы нетто нефти,

%;

дМ - пределы допускаемой относиеельннй погрешности измерений массы брутто нефти, %;

АЖ« - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %;

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

APV_r, - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

Ж,,   - массовая доля воды в нефти, %;

И',,,,  - массовая доля механических примесей в нефти, %;

W. - массовая доля хлористых нооер в нефти, %, вычисляемая по формуле = o,\-A

^Р . (2) где (р_Х1. - массовая концентрация хлористых солей в нефти определенная в лаборатории по ГОСТ 21534-76, мг/дм¹;

р - плотность нефти, измеренная в лаборатории, кг/м3.

Абсолютные погрешности измерений в лаборатории массовой доли воды, механических примесей, хлористых солей определяют в сноевдтствии с ГОСТ 33701-2015.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений {Л, % массы) вычисляют по формуле

Значения пределов допускаемой 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 нефти;

• - идентификационные признаки ПО СИКН.

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 N° 1815 от 02.07.2015 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

Место проведения поверки;_________________________________________________________________

Наименование СИ:___________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №_______________________________________________________________

Идентификационные данные ПО______________________________________________________

(наименование ПО)

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

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)          (инициалы, фамилия)

Дата поверки:                                                                «______»    _____________ 20___г.

9

¹

где Лиг - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 6370-83, ГОСТ 21534-76.

Воспроизводимость метода оприддлдния концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости (повторяемости) г, % массы. Значение сходимости (повенряетнсти) г_Хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм3, переводят в % массы по формуле

I —          •

Р                                          (4)

где Гд - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм3.