Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №612 ППСН "Калтасы"» (НА.ГНМЦ.0327-18 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 612 ППСН «Калтасы»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0327-18 МП

Казань 2018

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Давыдова Е.Н., Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 612 ППСН «Калтасы» (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 1-го или 2-го разряда в соответствии с частью 2-ой 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 СИКН.

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ 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 в соответствии с требованиями нормативных документов (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав С И КН.

Таблица1- Характеристики измеряемой среды

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) клейм 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 устройств измерения параметров жидкости и газа модели 7955.

Проверка идентификационных данных ПО устройств измерения параметров жидкости и газа модели 7955 проводится по номеру версии ПО.

Для просмотра идентификационных данных устройств измерения параметров жидкости и газа модели 7955 необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

На передней панели устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955 нажимают кнопку «Меню» О. После нажатия кнопки «Меню» появится список «Главное меню», в котором с помощью кнопок прокрутки «V» или «л» (слева от дисплея) выбирают страницу со строкой «Software version» и нажимают соответствующую данной строке кнопку справа от дисплея («а», «Ь», «с» или «d»). После нажатия кнопки на экране отобразится номер версии ПО устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955.

Полученную информацию заносят в соответствующие разделы протокола А.

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

Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора «Cropos» проводится по идентификационному наименованию и контрольной сумме следующих файлов: «Dens.exe», «Doc.exe», «Poverka.exe» и «Report.exe».

Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора «Cropos» на АРМ оператора нажимают комбинацию клавиш «Ctrl»+»Alt»+»Del», в открывшемся окне «Блокировка доступа» вводят пароль доступа в операционную систему Windows. После этого на клавиатуре нажимают кнопку «значок Windows» *• и в появившемся меню нажимают кнопку «Мой компьютер». В адресной строке появившегося окна набирают путь «C:\\install\crc32» и нажимают кнопку «Ввод». Далее запускают файл «HashMyFiles.exe», в поле «Папка» выбирают путь «C:\\Cropos». Затем в поле «Имя файла» выбирают файлы «Dens.exe», «Doc.exe», «Poverka.exe» и «Report.exe» и нажимают кнопку «Открыть». В открывшемся окне «HashMyFiles» в столбцах «Имя файла» и «CRC32» отобразятся идентификационные данные ПО АРМ оператора «Cropos» -идентификационное наименование и контрольная сумма.

Примечание - пароль доступа в операционную систему Windows хранится вместе с паролем Поверителя.

Полученную информацию заносят в соответствующие разделы протокола А.

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

Допускается применение других методик поверки на СИ, утвержденных в установленном порядке.

• 4.6.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН 8М, %, вычисляют по формуле

8М = ±1,1 • у]ЗУ² + G² ■ (др² + Д'² • 10⁴ ■ А7;²)+ Д'² • 10⁴ • AT_k² + 3N²,

где 8V - пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %. За 5V принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений ПР;

Зр - относительная погрешность измерений плотности нефти, %; dTp,AT_v- пределы допускаемых абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

Д’ - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого приведены в таблице 3 настоящей методики в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 (приложение А);

3N - предел допускаемой относительной погрешности вычислителя расхода, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

_С_1 + 2ДТ

1 + 2Д’Г

где T_v, Т_р - температуры нефти при измерениях ее объема и плотности етственно, °C.

Величину 5р, %, вычисляют по формуле

Др-100

8р = ——

где Др - предел основной допускаемой погрешности измерений плотности нефти, кг/м³;

p_mjn - минимальное значение плотности нефти, кг/м³.

ТаблицаЗ - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности

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

• 4.6.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле:

, (АИ/_е)²₊(А1У_мя)²₊(АИ/_хс)²

I 100 J

погрешности измерений массы нетто нефти,

%;

8М - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

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

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

Л1У_ХС- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

W_e - массовая доля воды в нефти, %;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

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

Р ,

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 (А, % массы) вычисляют по формуле

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

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 Результаты идентификации ПО оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 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 и массы нетто нефти;

• - идентификационные признаки ПО СИКН.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 7.3 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.

10