Методика поверки «ИНСТРУКЦИЯ Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти No 623 ПСП <<Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ-ТЕРМИНАЛ»» (НА.ГНМЦ.0197-17 МП)

Методика поверки

Тип документа

ИНСТРУКЦИЯ Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти No 623 ПСП <<Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ-ТЕРМИНАЛ»

Наименование

НА.ГНМЦ.0197-17 МП

Обозначение документа

АО "Нефтеавтоматикиа"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

2017 г.

атика»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 623 ПСП «Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ-ТЕРМИНАЛ»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0197-17 МП

Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Гордеев Е.Ю.,

Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №    623 ПСП «Лопатино»

ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ-ТЕРМИНАП» (далее - 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.п. 6.1);

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

  • 1.3 Опробование (п.п. 6.3);

  • 1.4 Определение метрологических характеристик (далее - MX):

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

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

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

2 Средства поверки
  • 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Госстандарта 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 СИКН.

  • 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик 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 (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав С И КН.

Таблица1- Характеристики измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Диапазон массового расхода, т/ч

от 52,7 до 175,6

Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °C

от +5 до +40

Рабочий диапазон давления измеряемой среды в СИКН, МПа

от 0,4 до 1,6

Вязкость измеряемой среды кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2

от 5 до 60

Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

от 810 до 950

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) знаков поверки 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.

    • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО измерительновычислительного комплекса ИМЦ-03 (ИВК).

      • 6.2.1.1 Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо на экранной форме «Основное меню» с помощью клавиатуры выбрать пункт «Просмотр 2» и нажать клавишу Enter на клавиатуре. В появившейся экранной форме с помощью клавиатуры выбрать пункт «Версия программы» и нажать клавишу Enter на клавиатуре. На экране в виде текста отобразятся идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК.

Занести информацию из текста в протокол по форме приложения А.

  • 6.2.1.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 6.2.1.1 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

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

МИ 3189-2009     «ГСИ.     Счетчики-расходомеры

массовые Micro Motion фирмы «Emerson Process Management». Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки или компакт-прувера и поточного преобразователя плотности»

«Рекомендация.    ГСИ.    Счетчики-расходомеры

массовые Micro Motion фирмы «Fisher-Rosemount». Методика поверки поверочной установкой «ВСР-М»

«Рекомендация.    ГСИ.    Счетчики-расходомеры

массовые Micro Motion фирмы «Fisher-Rosemount». Методика поверки»

МИ 3272-2010     «ГСИ.     Счетчики-расходомеры

массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем    расхода     и     поточным

преобразователем плотности»

МИ 3313-2011 «Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки с помощью     эталонного     счетчика-расходомера

массового»

Преобразователи плотности    жидкости

измерительные модели 7835

МИ 3240-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

МИ 2816-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

МИ 2302-1МГ-2003      «Рекомендация.      ГСИ.

Преобразователи плотности поточные. Методика градуировки на месте эксплуатации»

МИ 2403-97 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные вибрационные «Солартрон» типов 7830, 7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации»

Преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7829

МИ 3302-2010        «Рекомендация.        ГСИ.

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

Наименование СИ

нд

Влагомеры     нефти

поточные

УДВН-1пм

МИ 2366-2005 «Рекомендация. ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки»

Счетчики     жидкости

турбинные CRA/MRT 97

«Счетчики жидкости турбинные CRA/MRT 97. Методика поверки», утв. ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» от 02.10.2001 г.

МК 0001-14-2015      «Методика      калибровки

преобразователей расхода жидкости в составе блоков измерений    показателей    качества    нефти

«нефтепродуктов».

Преобразователи измерительные 644

МП 14683-09 «Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки» утв. ФГУП «ВНИИМС» 10.2004 г.

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 0065

ГОСТ 8.461-2009           «Термопреобразователи

сопротивления. Методы и средства поверки»

МИ 2889-2004        «Рекомендация.        ГСИ.

Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ моделей 65-244, 65-644, 65-3144, 65-3244. Методика поверки»

Преобразователи давления измерительные 3051

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

«Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки», утв. ФГУП ВНИИМС 08.02.2010 г.

Комплексы измерительновычислительные ИМЦ-03

МИ 2587-2005 «Рекомендация. ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03. Методика поверки»

«Рекомендация.      Комплекс      измерительно

вычислительный «ИМЦ-03». Методика поверки», утв. ФГУП «ВНИИР»

Датчики      давления

«Метран-150»

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки», утв. ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в ноябре 2013 года.

Датчики      давления

Метран-55,     датчики

давления «Метран-100»,

датчики       давления

коррозионностойкие «Метран-49»

МИ 4212-012-2001 «Рекомендация. ГСИ. Датчики (измерительные преобразователи) давления типа «Метран». Методика поверки»

Термометры   ртутные

стеклянные лабораторные

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методы и средства поверки»

Манометры для точных измерений типа МТИ

МИ 2124-90 «Рекомендация. ГСИ. Манометры, вакуумметры,    мановакуумметры,    напоромеры,

тягомеры и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

  • 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы брутто нефти 6М, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений счетчика-расходомера массового.

Относительная погрешность счетчика-расходомера массового в диапазоне расходов на рабочих измерительных линиях (далее - ИЛ) не должна превышать ±0,25%, относительная погрешность счетчика-расходомера массового в диапазоне расходов на резервно-контрольной ИЛ не должна превышать ±0,20%.

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

  • 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

(1)

где 8М„ - пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти,

%;

8М - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

ДИ4 - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %;

AWMn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

ЛИ^ХС - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

We - массовая доля воды в нефти, %;

WMn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

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

(2)

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

р - плотность нефти, измеренная плотномером, кг/м3.

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 показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений (А, % массы) вычисляют по формуле где R и г - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) метода

(3)

определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65, 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 ’                                           (4)

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

Значения пределов 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. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

  • - наименование измеряемой среды;

  • - значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти;

  • - идентификационные признаки программного обеспечения СИКН.

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.

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.

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель