Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал» » (НА.ГНМЦ.0387-19 МП )

Инструкция

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал»

Наименование

НА.ГНМЦ.0387-19 МП

Обозначение документа

ОП ГНМЦ АО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0387-19 МП

Казань

2019

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 № 115 на ЛИДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал» (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 относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 6.4.2),

    • 1.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п. 6.4.3).

2 Средства поверки
  • 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда (установка поверочная трубопоршневая двунаправленная) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г.

  • 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.

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;

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 характеристики измеряемой среды и диапазон измерений расхода должны соответствовать описанию типа СИКН.

5 Подготовка к поверке

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и нормативной документацией (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 контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - контроллеры).

Проверка идентификационных данных ПО контроллеров с регистрационным номером 57563-14 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО. Проверка идентификационных данных ПО контроллеров с регистрационным номером 38623-11 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений проводится по номеру версии ПО.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для трех контроллеров (два рабочих и один резервный).

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

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

  • - FILE CSUM (Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)), только для контроллеров с регистрационным номером 57563-14 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений).

Занести информацию из этих страниц в таблицу А.1 протокола поверки (Приложение А).

  • 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированных рабочих мест оператора (далее по тексту - АРМ оператора).

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для рабочего и резервного АРМ оператора.

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы». На открывшейся странице в правой нижней части экрана отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол поверки:

  • - идентификационное наименование ПО (из наименования окна, выделено полужирным шрифтом);

  • - номер версии (идентификационный номер) ПО (из строки «Версия»);

  • - цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода).

Для проверки цифрового идентификатора ПО нажимают кнопку «Пересчитать CRC».

Отображенные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в таблицу А.2 протокола поверки (Приложение А).

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

  • 6.3 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.

  • 6.4 Определение MX.

    • 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 1.

Та бл и ца 1 - Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

нд

Преобразователи расхода жидкости        турбинные

HELIFLU TZ-N с Ду 200 мм (далее по тексту - ПР)

МИ 1974-95       «Рекомендация.       ГСИ.

Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки»

Преобразователи   расхода

жидкости        турбинные

геликоидные серии НТМ (далее по тексту - ПР)

МИ 1974-2004      «Рекомендация.      ГСИ.

Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки»

Влагомеры нефти поточные

УДВН-1пм

МИ 2366-96 «ГСИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН. Методика поверки»

Преобразователи плотности жидкости    измерительные

модели 7835 (далее по тексту - ПП)

МИ 2326-95       «Рекомендация.       ГСИ.

Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации» с изм. №№ 1, 2

Преобразователи плотности и     вязкости     жидкости

измерительные модели 7829

МИ 2391-97 «ГСИ. Вискозиметр поточный фирмы «Solartron transducers». Методика поверки»

Преобразователи измерительные    644    к

датчикам температуры

МИ 2470-2000      «Рекомендация.      ГСИ.

Преобразователи измерительные 144, 244, 444, 644, 3144, 3244 MV к датчикам температуры с унифицированным выходным сигналом фирмы Fisher-Rosemount,       США.       Методика

периодической поверки»

Наименование СИ

нд

Преобразователи измерительные 644

«Преобразователи измерительные 248,  644,

3144Р,    3244MV.    Методика    поверки»,

разработанная и утвержденная ВНИИМС, октябрь 2004 г.

Преобразователи измерительные Rosemount 3144Р

МП 207-007-2018 с изменением №   1

«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»

Преобразователи давления измерительные dTRANS р20

МИ 1997-89      «Рекомендация      ГСОЕИ.

Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

Преобразователи давления измерительные 3051

МИ 1997-89 «Рекомендация. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

Датчики давления Метран-

150

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки»

Преобразователи давления измерительные EJX

«ГСИ.       Преобразователи       давления

измерительные EJX. Методика поверки», утв. ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2004 г.

Контроллеры измерительные

FloBoss S600+

«Инструкция. ГСИ. Контролеры измерительные FloBoss модели S600, S600+ фирмы «Emerson Process Management Ltd». Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 25 марта 2011 г.

МП 117-221-2013 «Контроллеры измерительные FloBoss S600+. Методика поверки» с изменением № 1

Термометры        ртутные

стеклянные лабораторные

ТЛ-4

ГОСТ 8.279-78    «Термометры    стеклянные

жидкостные рабочие. Методика поверки»

Манометры для   точных

измерений типа МТИ

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

  • 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН 5М, %, вычисляют по формуле

SM = ±1,1 ■ ^SV2 +G2 -(бр22 -104 -ЛТ2)+р2 -104 AT2 + 6N2,             (1)

где 6V - относительная погрешность измерений объема нефти, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений объема ПР всех измерительных линий (по свидетельствам о поверке ПР);

5р - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

дТр - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при

ATV p

5N

G

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);

  • - 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 2 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 контроллеров);

  • - коэффициент, вычисляемый по формуле

р 1 + 2PTV

(2)

G = i72pr/

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

Тр - 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

(3)

5р =------

Pmin

где Ар

абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м3, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений плотности ПП рабочего или резервного (по свидетельствам о поверке ПП);

плотность нефти, кг/м3.

Pmin

Таблица2 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности

р, кг/м3

р, 1/°С

р, кг/м3

р, 1/°С

850,0-859,9

0,00081

880,0-889,9

0,00074

860,0-869,9

0,00079

890,0-899,9

0,00072

870,0-879,9

0,00076

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

  • 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 6Мн, %, вычисляют по формуле

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

AWB - 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), %;

д\Л/хс- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (6), %;

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

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

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

Wxc=0,1-5ss                              (5)

р

где фхс - 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.

Абсолютные погрешности измерений в лаборатории массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей определяют с учетом требований ГОСТ 33701-2015.

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

(6)

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

г = 0,1-Х                                  (7)

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 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., с изменениями, утвержденными приказом Минпромторга России N 5329 от 28.12.2018 г.

Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

  • 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., с изменениями, утвержденными приказом Минпромторга России N 5329 от 28.12.2018 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал»

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:_________________________________________________________

Принадлежит:________________________ИНН:_____________________________

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. Подтверждение соответствия ПО (п. 6.2 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО контроллеров

Идентификационные данные

Значение, полученное во время поверки

Значение,указанное в описании типа

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм    вычисления    цифрового

идентификатора

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Идентификационные данные

Значение, полученное во время поверки

Значение,указанное в описании типа

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм    вычисления    цифрового

идентификатора

  • 3. Опробование (п. 6.3 МП)_____________________________

(соответствует/не соответствует)

  • 4. Определение MX (п. 6.4 МП)

4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС (п. 6.4.1 МП) Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН

Средство измерения

Регистрацион ный номер

Заводской номер

Номер свидетельства о поверке

  • 4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п. 6.4.2 МП)

  • 4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти (п. 6.4.3 МП)

    Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на

ЛИДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал» дальнейшей эксплуатации

признана _____

годной/не годной

Должность лица проводившего поверку: ______________ __________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «_____»

20 г.

11

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель