Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества №218 НГДУ "Ямашнефть"» (НА.ГНМЦ.0174-18 МП)

Инструкция

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества №218 НГДУ "Ямашнефть"

Наименование

НА.ГНМЦ.0174-18 МП

Обозначение документа

ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества №218

НГДУ «Я маш нефть»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0174-18 МП

Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

ИСПОЛНИТЕЛИ

Давыдова Е.Н., Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №218 НГДУ «Ямашнефть» (далее - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

1 Операции поверки

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 Средства поверки
  • 2.1 Рабочий эталон 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.

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

  • 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемого СИКН с требуемой точностью.

3 Требования безопасности

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

4 Условия поверки

При проведении поверки соблюдают условия е соответствии с требованиями нормативных документов (далее - НД) на гюверку СИ, входящих в состав СИКН, которые не должны превышать значения приведенные в таблице 1.

Таблица! - Условия эксплуатации

Условия эксплуатации

Значения

Измеряемая среда

нефть товарная

Температура измеряемой среды, °C

от +18 до +45:

Давление измеряемой среды, МПа

от 0,3 до 2,5

5 Подготовка к поверке

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 Проведение поверки

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 соответствующими технической документации.

  • 6.2 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

  • 6.2 1 Проверка идентификационных данных ПО программы автоматизированного рабочего места-АРМ «Сфера» (АРМ «Сфера»),

Проверка идентификационных данных ПО АРМ «Сфера» проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО.

Идентификационные данные АРМ «Сфера» представлены в правом нижнем углу мнемосхемы рабочего и резервного автоматизированного рабочего места оператора. Полученные идентификационные данные ПО заносят в протокол по форме приложения А.

6 2.2 Проверка идентификационных данных ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI-6000 (далее - контроллер).

Чтобы определить идентификационные данные ПО контроллеров необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

На клавиатуре контроллера нажимают кнопку «Алфавит Регистр», затем «Статус», затем «Ввод» На дисплее контроллера появится таблица. Нажимая на кнопку «|» перемещаются вниз до строк «Revision No» и «Checksum». В строке «Revision No» указан номер версии (идентификационный номер) ПО. В строке «Checksum» указан цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) рассчитанная по алгоритму CRC-16

Полученные идентификационные данные ПО контроллеров заносят в соответствующие разделы протокола по форме приложения А.

  • 6.2.3 Если идентификационные данные ПО, указанные в описании типа СИКН, и полученные в ходе выполнения п 6.2.1 и 6.2.2 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.

  • 6.3 Опробование.

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

  • 6.4 Определение MX

6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

Таблица2 - Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

НД

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF400 (далее - ПР)

«Рекомендация. ГСИ. Счетчики - расходомеры массовые с частотно-импульсным выходом. Методика поверки мобильной эталонной установкой МЭУ-100-4,0», утв. ФГУП «ВНИИР» 01.08.2005г.

МП 0061-14-2013 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые, входящие в состав систем измерений количества и показателей качества нефти, систем измерений количества и показателей качества нефтепродуктов, систем измерений количества воды. Методика поверки установками эталонными мобильными типа «ПАКВиК»

МИ 3151-2008 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»

МИ 3272-2010 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности»

МИ 3313-2011    «Рекомендация.    ГСИ.    Счетчики-

расходомеры массовые. Методика поверки с помощью эталонного счетчика-расходомера массового»

Преобразователи плотности    жидкости

измерительные модели 7835

«Рекомендация. ГСИ. Плотномеры вибрационные поточные. Методика поверки, утв. ФГУП «ВНИИР» 24.03.2005г.

Денсиметры

SARASOTA модификации FD960

«Рекомендация   ГСИ.   Плотномеры вибрационные

поточные. Методика поверки, утв ФГУП «ВНИИР» 24.03.2005г.

Преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827

МИ 3302-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829»

Преобразователи давления измерительные 3051

МП 14061-10 «Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки»

Датчики      давления

Метран-55

МИ 4212-012-2001   «ГСИ. Датчики (измерительные

преобразователи) давления типа «Метран». Методика поверки»

Датчики      давления

Метран-22

МИ 4212-012-2001   «ГСИ. Датчики (измерительные

преобразователи) давления типа «Метран». Методика поверки»

Датчики      давления

«Метран-150»

МИ 4212-012-2006 «ГСИ. Датчики давления Метран-150. Методика поверки»

Наименование СИ

нд

Преобразователи измерительные 644

МП 14683-G9 «Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р. 3244MV. Методика поверки»

Термопреобразова^ели сопротивления платиновые серии 65

ГОСТ 8.461-2009     «ГСИ.     Термопреобразова-тели

сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»

Влагомеры     нефти

поточные УДВН-1пм

МИ 2366-2005 «Рекомендация. ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки»

Преобразователи расхода

МИ 2827-2003 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода турбинные счетчиков жидкости МИГ и НОРД-М. Методика поверки»

МИ 2820-2003. «Рекомендации ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки весовым методом»

Контроллеры измерительновычислительные OMNI 6000

МИ 3156-2008 «ГСИ. Измерительно-вычислительный контроллер          OMNI          -          6000,

OMNI - 3000, входящие в состав систем измерений количества и показателей качетсва нефтепродуктов. Методика поверки»

Термометры

ГОСТ 8.279-78 «Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методы и средства поверки»

Манометры показывающие

5Ш0.283.421 МП     «Манометры,     вакууметры     и

мановакууметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ. Методика поверки»

МИ 2124-90    «Рекомендация.    ГСИ.    Манометры,

вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

  • 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы брутто нефти 6М, %, принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений ПР.

Относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на рабочих измерительных линиях не должна превышать ±0,25%.

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

  • 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

ЬМН = ±1,1

(1)

где Ж, - пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %;

Ж - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

ди; - абсолютная погрешность измерений массовой доли водыв нефти, %;

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

ЛИ^хе - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %:

  • - массовая доля воды в нефти, %;

WMn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

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

=o,i А

р . (2) где (?хс. - массовая концентрация хлористых солей в нефти определенная в лаборатории по ГОСТ 21534-76, мг/дм3;

р - плотность нефти, кг/м3.

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

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

(3)

где R и г - 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 определения 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

Р . (4) где гЛ - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм3

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

7 Оформление результатов поверки

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 программного обеспечения СИКН.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

12 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 номер СИ:__________________________

Идентификационные данные ПО_____________________________________________________

(наименование ПО)

Идентификационные данные

Значение, полученное во время поверки СИКН

Значение, указанное в описании типа СИКН

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные

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.

8

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель