Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №32» (НА.ГНМЦ.0405-19 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Ж$ОО Директор ОП ГНМЦ W^r<4Soo^ ^AO «Нефтеавтоматика»

^XS^/fCT80•*&' ''

M.C. Немиров

«   »     /<     2019 r.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 32 Методика поверки

НА.ГНМЦ.0405-19 МП

Казань

2019

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Целищева Е.Ю.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 32 (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

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 Проверка результатов поверки средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН (п. 6.4);

• 1.5 Определение метрологических характеристик (MX) СИКН, (п. 6.5):

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

• 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда (установка трубопоршневая) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256.

• 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.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (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.

6.1. Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать эксплуатационной документации;

• - на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть чёткими и соответствовать эксплуатационной документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ТН-01 (далее по тексту - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

Вызвать экранную форму «Основное окно» нажатием одноименной кнопки в верхнем меню экрана панели оператора.

Вызвать экранную форму «Сведения о ПО» с помощью одноименной кнопки, расположенной на экранной форме «Основное окно».

На экранной форме в виде таблицы отображаются идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК. Метрологически значимая часть ПО представлена набором программных модулей, выполняющих определенные вычислительные операции.

Идентификация каждого модуля производится по идентификационному наименованию, номеру версии и цифровому идентификатору. Эти данные указаны в полях «Идентификационное наименование», «Версия» и «Цифровой идентификатор» таблицы.

Занести информацию в таблицу А.1 Приложения А методики поверки СИКН.

• 6.2.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 6.2.1, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКН программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.3 Опробование.

При опробовании проверяют работоспособность СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации 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.

• 6.4 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКН.

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

Перечень НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН, приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень НД на поверку СИ

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки».

Примечание - Допускается применение данных нормативных документов с последующими изменениями, если эти изменения распространяют свое действие на СИ, находящиеся в эксплуатации, соответствующим приказом Госстандарта

Сведения результатов проверки указанных СИ заносят в таблицу А.2 Приложения А методики поверки СИКН.

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

• 6.5 Определение MX СИКН.

• 6.5.1 Определение относительной погрешности ПР.

Относительную погрешность ПР определяют в соответствии с МИ 3287-2010 «Преобразователи объемного расхода. Методика поверки».

Значения относительной погрешности ПР в составе рабочих и резервной ИЛ не должны превышать ±0,15%, в составе контрольно-резервной ИЛ не должны превышать ±0,10%.

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

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

бМ_6р=±1,1 j6V²+G²(6p²+₽²-10⁴At^+p²-10⁴Atv+5N²               (1)

где 5V - относительная погрешность измерений объема нефти, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений объема ПР всех измерительных линий (по свидетельствам о поверке ПР);

бр - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

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

Atv - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователями температуры, установленных на измерительных линиях СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

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

5N - относительная погрешность ИВК, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности ИВК (по свидетельствам о поверке ИВК);

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1+2pt_v

1+2 ₽-tp' где t_v - температура нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальной температуре нефти в измерительных линиях, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки;

t_p - 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 5р, %, вычисляют по формуле

плотность нефти, отображаемая на АРМ оператора в момент проведения поверки; кг/м³.

Таблица 1 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её

плотности

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

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

(7)

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

р_хс - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м⁵

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей, и хлористых солей в нефти в лаборатории определяют с учетом требований ГОСТ 33701-2015.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и при двух измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений Д, %, вычисляют по формуле

N ^д

где R, г - воспроизводимость и повторяемость (сходимость) метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 21534-76, ГОСТ 6370-83, %.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости (повторяемости) г, %. Значение сходимости (повторяемости) г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли, %, по формуле

Рхс

где г_хс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

р - плотность нефти при условиях измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

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

• 7.1 Результаты поверки 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.

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 поверки СИКН

Протокол №______________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти № 32 номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений________________

Диапазон измерений: ____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти в диапазоне измерений, не более, %:__________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в диапазоне измерений, не более, %:__________________________________________

Заводской номер: _________________________________________________________

Принадлежит: ____________________________________________________________

Место проведения поверки:_________________

Поверка выполнена с применением эталонов:__________________________________

___________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки: ________________________________________________________

Условия проведения поверки СИКН:

Температура окружающей среды:__________

Атмосферное давление:___________________

Относительная влажность:_________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)___________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Подтверждение соответствия ПО СИКН (п.6.2 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО ИВК

• 3. Опробование (п. 6.3 МП)_____________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение MX (п. 6.4 МП)

Таблица А.2 - Сведения о поверке СИ входящих в состав СИКН:

• 5. Определение MX (п. 6.5 МП)

  • 5.1 Определение относительной погрешности ПР (п. 6.5.1 МП).

  • 5.2 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти (п. 6.5.2 МП).

  • 5.3 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти (п. 6.5.3 МП).

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти № 32

признана___________к дальнейшей эксплуатации

годной/не годной

Должность лица проводившего

поверку:                                 (подпись)       (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______»  _____________ 20___г.

10