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

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

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.

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).

• 2.1 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.

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 в соответствии с требованиями нормативных документов (НД) на поверку СИ, входящих в состав сикн.

Таблица1- Характеристики измеряемой среды

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.

• 6.1 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

• 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^AT_V- 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 T_v, 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;

p_min - 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:

»

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 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)

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