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

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

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.

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 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.

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 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

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 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

• 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

ЬМ_Н = ±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, %;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

W_xc - 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) г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в % массы по формуле

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

Значения пределов 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 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)

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