Инструкция «ГСИ. СИстема измерений количества и показателей качества нефти №253 АО "Татнефтепром-Зюзеевнефть" при УПВСН ТПП "ТатРИТЭКнефть"» (НА.ГНМЦ.0315-18 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

мэтика»

Немиров

2018 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 253 АО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» при УПВСН ТПП «ТатРИТЭКнефть»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0315-18 МП

Казань

9Л1Я

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 253 АО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» при УПВСН ТПП «ТатРИТЭКнефть» (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 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКН.

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

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемых СИ 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 СИ.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 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектное^ 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 автоматизированного рабочего места - АРМ-Оператора «ПЛАЗМА» (далее - АРМ оператора).

• 6.2.1.1 Чтобы определить идентификационные данные АРМ оператора необходимо нажать кнопку «О программе» на мониторе АРМ оператора, расположенную вверху основной мнемосхемы. Появится окно «О программном обеспечении», в котором отобразятся идентификационное наименование ПО версия ПО и контрольная сумма. Полученные идентификационные данные ПО заносят в протокол по форме приложения А.

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО контроллеров измерительно-вычислительных OMNI-6000 (далее - контроллер).

Чтобы определить идентификационные данные ПО контроллеров (рабочего и резервного) необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры. На клавиатуре контроллера нажимают кнопку «Статус», затем «Ввод». На дисплее контроллера появятся данные в виде списка. Нажимая на кнопку «[», перемещаются вниз до строк «Revision No» и «EPROM Checksum». В строке «Revision No» указан номер версии (идентификационный номер) ПО В строке «EPROM Checksum» указан цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода), рассчитанный по алгоритму CRC-16. Полученные идентификационные данные ПО контроллеров заносят в соответствующие разделы протокола по форме приложения А.

6 2 3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п п. 6 2 1.1 и 6.2.2.1 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.

• 6.3 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 1.

Таблица1- 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 боутто нефти %, принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений ПР.

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

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

где      - пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти,

%;

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

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

ДИ⁷„„ - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

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

И_в - массовая доля воды в нефти, %;

И - массовая доля механических примесей в нефти, %;

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

^=0.1' —

Р .                                           (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, 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

где И 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

(4) где г_хс - 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 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 № 1815 от 02.07.2015 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

Лесто 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