Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти № 917 ПСП «Азнакаево»» (НА.ГНМЦ.0384-19 ΜΠ)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

__IM.C. Немиров /Д______2019 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 917 ПСП «Азнакаево»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0384-19 МП

Казань

2019

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 № 917 ПСП «Азнакаево» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

• 1.1 При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1.1 Внешний осмотр (п. 6.1);

  • 1.1.2 Проверка наличия документации на СИКН (п. 6.2);

  • 1.1.3 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН (п. 6.3);

  • 1.1.4 Опробование (п. 6.4);

  • 1.1.5 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти (п. 6.5);

  • 1.1.6 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти (п. 6.6).

• 1.2 Поверку СИКН прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда (установка трубопоршневая (стационарная или передвижная) или компакт-прувер) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. №256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %.

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

• 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;

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.

• 4.1 При проведении поверки характеристики измеряемой среды и диапазон измерений расхода должны соответствовать описанию типа СИКН.

• 4.2 Также при проведении поверки СИКН соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 5.1 Подготовку к поверке СИКН проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 6.1 Внешний осмотр.

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

• - на СИ, входящих в состав СИКН, не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на СИ, входящих в состав СИКН, должны быть четкими и соответствующими технической документации;

• - СИ, входящие в состав СИКН, должны быть снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с описанием типа на СИ, их методиками поверки, эксплуатационной документацией, МИ 3002-2006.

При выявлении несоответствий во внешнем осмотре, к поверке СИКН не допускается.

• 6.2 Проверка наличия документации на СИКН.

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа СИКН, наличие у СИ действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

Сведения о поверке указанных СИ заносят в таблицу А.1 протокола поверки по форме приложения А.

Поверка СИ, входящих в состав СИКН, проводится в соответствии с документом, указанном в свидетельстве об утверждении типа СИ и в разделе «Поверка» описания типа СИ.

Если очередной срок поверки СИ из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, поверяется только эти СИ, при этом поверку СИКН не проводят.

При выявлении несоответствий при проверке наличия документации на СИКН, к поверке СИКН не допускается.

• 6.3 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

  • 6.3.1 Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ТН-01 (далее по тексту - ИВК) на соответствие сведениям, приведенным в описании типа СИКН.

  • 6.3.2 Чтобы определить идентификационные данные необходимо на экранной форме «Основное окно» нажать кнопку «Сведения о ПО». В появившейся экранной форме в виде таблицы отображаются идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК. Метрологически значимая часть ПО представлена набором программных модулей. Идентификация каждого модуля производится по его наименованию и контрольной сумме. Эти данные указаны в полях «Идентификационное наименование» и «Цифровой идентификатор» таблицы.

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят соответствующие разделы таблицы А.2 протокола поверки (приложение А).

• 6.3.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН полученные в ходе выполнения п. 6.3.2 идентичны, то делают вывод подтверждении соответствия ПО СИКН программному зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.4 Опробование.

При опробовании проверяют работоспособность СИ, входящих в состав СИКН, и СИКН в целом в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) формируется и отсутствуют аварийные сообщения о работе СИКН.

• 6.5 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти.

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

8M = ±H _a/8V² + G² -(Sp² +р² Ю" ДТ„²)+Р² Ю⁴ -AT² +8N²,            (1)

• - относительная погрешность измерений объема нефти, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений объема преобразователей расхода (ПР) всех измерительных линий (ИЛ) (по свидетельствам о поверке ПР);

  6р ДТ_Р

• - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

  AT_V

• - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразоватеями температуры, установленных в блоке измерений показателей качества нефти СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

• - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной преобразователями

  погрешности измерений температуры температуры, установленных на

измерительных линиях СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

• - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого приведены в таблице 1 настоящей методики поверки;

• - относительная погрешность при вычислении расхода, объема, массы, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы (по свидетельствам о поверке ИВК);

• - коэффициент, вычисляемый по формуле

_G_i + 2pT_v

1 + 2рТ_р’

• - температура нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальной температуре нефти в измерительных линиях, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки;

Т_р - температура нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной температуре нефти в блоке измерений показателей качества нефти, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки.

Относительную погрешность измерений плотности нефти бр, %, вычисляют по формуле

,   Др-100

8р =------

Pmin

принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений плотности ПП рабочего или резервного (по свидетельствам о поверке ПП);

плотность нефти, кг/м³.

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

• 6.6 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти.

Относительную погрешность СИКН при измерении массы нетто нефти 8М_Н, %, вычисляют по формуле

8М_Н = ±1,1 • |W ₊ (AyV,r4AW_Mn)^(AW /             ₍₄₎

^z W + W +W Г

в       МП * * хс

100

где 6М - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, вычисленная по формуле (1), %;

AW_B - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

Д\Л/_МГ- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

AW_XC- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

W_B - массовая доля воды в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

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

W_xc=0,1-^,                            (5)

р

где ф_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

р - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и при двух измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений массовых долей воды, механических примесей, и хлористых солей в нефти в лаборатории А, %, вычисляют по формуле

где R и г - воспроизводимость

определения соответствующего значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 6370-83, ГОСТ 21534-76.

Воспроизводимость метода определения массовой 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 массовые доли, %, по формуле

г = 0,1-—,                                     (7)

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 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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Результаты поверки оформляют протоколом согласно приложению А.

• 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 поверки СИКН

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти № 917 ПСП «Азнакаево»

номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы брутто нефти, %, не более__________________________________________

• - массы нетто нефти, %, не более_____________________________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Прин а дл ежит:__________________________И Н Н:______________________________

Место проведения поверки:_________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)___________________________________

(соответствует/не соответствует)

2. Проверка наличия документации на СИКН (п. 6.2 МП) Таблица А.1 - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН

3. Подтверждение соответствия ПО (п. 6.3 МП) Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО ИВК

4. Опробование (п. 6.4 МП)____________________________

(соответствует/не соответствует)

• 5 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти (п. 6.5 МП)

• 6 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти (п. 6.6 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти № 917

ПСП «Азнакаево» признана _____к дальнейшей эксплуатации

пригодной/не пригодной

Должность лица проводившего поверку: ______________ ____________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______»  _____________ 20___г.

9