Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти № 619 ППСН "Калтасы"» (НА.ГНМЦ.0328-18 МП)

Методика поверки

Тип документа

Система измерений количества и показателей качества нефти № 619 ППСН "Калтасы"

Наименование

НА.ГНМЦ.0328-18 МП

Обозначение документа

ОП ГНМЦ АО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

Нефтеавто м эти ка >>

.С. Немиров

2018 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 619 ППСН «Калтасы»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0328-18 МП

Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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 № 619 ППСН «Калтасы» (далее по тексту - 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. 6.1);

  • 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН (п. 6.2);

  • 1.3 Опробование (п. 6.3);

  • 1.4 Определение метрологических характеристик (MX):

    • 1.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН (п. 6.4.1),

    • 1.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 6.4.2),

    • 1.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти (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 системы.

  • 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX 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 (НД) на поверку СИ, входящих в состав сикн.

Таблица1- Характеристики измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть товарная

Диапазон температуры измеряемой среды, °C

от +15 до +35

Диапазон давления измеряемой среды, МПа

от 0,3 до 0,9

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 конфигурационного файла контроллера измерительного FloBoss S600.

Проверка идентификационных данных ПО контроллера измерительного FloBoss S600 проводится по номеру версии ПО.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

С помощью кнопок на передней панели контроллера выбрать на дисплее пункт меню №5 «SYSTEM SETTINGS», далее №7 - «SOFTWARE VERSION». В открывшемся меню «VERSION CONTROL» необходимо найти страницу со следующим заголовком:

  • - APPLICATION SW (Номер версии (идентификационный номер) ПО).

Занести информацию из этих страниц в соответствующие разделы протокола А.

  • 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места оператора (далее по тексту - АРМ оператора).

Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора проводится по идентификационному наименованию ПО.

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора в правом нижнем углу отображено идентификационное наименование ПО.

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

Наименование СИ

НД

Преобразователи расхода       жидкости

турбинные MVTM (далее по тексту - ПР)

МИ 1974-95 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки»

МИ 1974-2004        «Рекомендация.        ГСИ.

Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки»

Влагомеры    поточные

модели L и LC

«Влагомеры поточные моделей L, М, F фирмы «Phase Dynamics, Inc.» (США). Методика поверки», утв. 23.05.2003г.   ГЦИ СИ «ВНИИМ им.

Д.И. Менделеева»

МИ 2643-2001 «Влагомер нефти поточный фирмы PHASE DYNAMICS (США). Методика поверки»

МП 0090-6-2013 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры поточные моделей L и F. Методика поверки»

Преобразователи плотности     жидкости

измерительные модели 7835

МИ 2326-95 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные.    Методика    поверки    на    месте

эксплуатации»

МИ 2816-2012        Рекомендации        «ГСИ.

Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

Наименование СИ

нд

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829

МИ 2391-97 Рекомендации. «ГСИ. Вискозиметр поточный   фирмы   «Solartron   Transducers».

Методика поверки»

МИ 3001-2006        «Рекомендация.        ГСИ.

Преобразователи плотности и вязкости жидкости поточные моделей 7827 и 7829 фирмы «Solartron Mobrey Limited». Методика поверки в динамическом режиме»

МИ 3119-2008        «Рекомендация.        ГСИ.

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные моделей 7827 и 7829. Методика поверки на месте эксплуатации»

МИ 3302-2010        «Рекомендация.        ГСИ.

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки»

РД 50-294-81 «Методические указания. Плотномеры вибрационные. Методы и средства поверки»

Преобразователи измерительные 644, 3144 к датчикам температуры

МИ 2470-00 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи измерительные 144, 244, 444, 644, 3144, 3244MV к датчикам   температуры   с унифицированным

выходным сигналом фирмы Fisher-Rosemount, США. Методика периодической поверки»

Преобразователи измерительные 644

«Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки», утв. «ВНИИМС» в октябре 2004г.

Преобразователи измерительные Rosemount 644, 3144Р

12.5314.000.00 МП              «Преобразователи

измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р. Методика поверки»

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»

Контроллеры измерительные FloBoss S600

«Инструкция. ГСОЕИ. Контроллеры измерительные FloBoss S600. Методика поверки», утв. ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР в 2008г.

Преобразователи давления измерительные 3051

МИ 1997-89   «Рекомендация.   Преобразователи

давления измерительные. Методика поверки»

МП 4212-021-2015 «Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки»

Датчики       давления

«Метран - 100»

МИ 4212-012-2001       «Датчики       давления

(измерительные преобразователи) типа «Метран». Методика поверки»

Наименование СИ

нд

Счетчики         нефти

турбинные МИГ

БН.10-02.РЭ «Руководство по эксплуатации»

Термометры ртутные стеклянные лабораторные

ГОСТ 8.279-78     «Термометры     стеклянные

жидкостные рабочие. Методы и средства поверки»

Манометры показывающие

МИ 2124-90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

5Ш0.283.421 МП «Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ. Методика поверки»

  • 4.6.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН.

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

ЗМ = ±1,1 • ^ЗУ2 + G- • (8р- + /Г2 • 104 • ДТ;)+ Р' • 104 • Д7; + <W2,

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

Зр - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

AT^ATV- пределы допускаемых абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

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

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

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

с J + 2/TT

1 + 2/ГТ,

где Tv, Т(. - температуры нефти при измерениях ее объема и плотности етственно, °C.

Величину 5р, %, вычисляют по формуле

_ Др-100

др = ——

Z^min

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

pmin - минимальное значение плотности нефти, кг/м3.

ТаблицаЗ - Коэффициенты объемного расширения нефти в

зависимости от её плотности

р, кг/м3

Р', 1/°С

р, кг/м3

Р', 1/°С

750,0-759,9

0,00109

810,0-819,9

0,00092

760,0-769,9

0,00106

820,0-829,9

0,00089

770,0-779,9

0,00103

830,0-839,9

0,00086

780,0-789,9

0,00100

840,0-849,9

0,00084

790,0-799,9

0,00097

850,0-859,9

0,00081

800,0-809,9

0,00094

860,0-869,9

0,00079

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:

(дМ У

--- +

(ДИ/)2+(AWM„)2+(ДМГС)2

I

W + W + И/ У

в      мп      хс

1-Ьь_

к

  • - пределы относительной погрешности

%;

  • - пределы допускаемой относительной брутто нефти, %;

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

примесей в нефти, %;

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

и; - массовая доля воды в нефти, %;

IVU„ - массовая доля механических примесей в нефти, %;

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

^.=0,1 А

р t

  • - массовая концентрация хлористых солей в нефти определенная в лаборатории по ГОСТ 21534-76, мг/дм3;

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

—.______ХС

100 ,

измерений массы нетто нефти,

дМ

ди;

где (рхс

погрешности измерений массы

р

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 массы)

показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений (Д, % 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) гхсвыраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм3, переводят в % массы по формуле

Р

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

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

7 Оформление результатов поверки

  • 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)

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.

10

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель