Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1014 ПСП Яйского НПЗ филиала ЗАО «НефтеХимСервис»» (МП НА.ГНМЦ.0018-12)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1014 ПСП Яйского НПЗ филиала ЗАО «НефтеХимСервис»

Наименование

МП НА.ГНМЦ.0018-12

Обозначение документа

ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Директор

ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»

2. М.С. Немиров

сентября 2015 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1014 ПСП Яйского НПЗ филиала ЗАО «НефтеХимСервис»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0018-12 МП

с изменением № 1

Казань

2015

РАЗРАБОТАНА

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань (ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика») аттестат аккредитации № RA.RU.311366

ИСПОЛНИТЕЛИ:

Крайнов М.В.

Давыдова Е.Н.,

Хавкин В.А.

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и (или) распространен без разрешения ПАО «Нефтеавтоматика»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №   1014 ПСП Яйского НПЗ филиала

ЗАО «НефтеХимСервис (далее - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Межповерочный интервал 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 и массы нетто нефти (п.п. 6.4.2 и п.п. 6.4.3 ).

  • 2 Средства поверки

    • 2.1 Поверочная установка на базе эталонных мерников 1-го разряда;

    • 2.2 устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

    • 2.3 Плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);

    • 2.4 Комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

    • 2.5 Калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

    • 2.6 Калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

    • 2.7 Другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

    • 2.8 Допускается применять аналогичные по назначению средства поверки, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной инструкции.

3 Требования безопасности
  • 3.1 При проведении поверки соблюдают требования, установленные:

  • - Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

  • - Правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

  • - Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

  • - Правила устройства электроустановок.

4 Условия поверки

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

5 Подготовка к поверке

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН и НД на поверку СИ, входящих 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 ИВК «Вектор-02».

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН ИВК «Вектор-02» выбрать меню «Сервис/О программе». На открывшейся странице в правой нижней части экрана расположена кнопка «Рассчитать» и отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения 1:

  • - идентификационное наименование ПО;

  • - номер версии ПО.

Для определения цифрового идентификатора ПО нажимают кнопку «Рассчитать». Полученный цифровой идентификатор заносят в протокол.

  • 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

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 1.

Таблица 1 - Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

НД

Установка трубопоршневая «Сапфир-МН»-500

МИ 1972-95 «ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников»

Счетчик-расходомер массовый типа Micro Motion модели CMF400

МИ 3151-2008    «ГСИ.    Счетчики-расходомеры

массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой   поверочной   установкой   в

комплекте   с   поточным    преобразователем

плотности»

Счетчик     ультразвуковой

ALTOSONIC V

Рекомендация «ГСИ. Счетчики ультразвуковые «ALTOSONIC V» и «ALTOSONIC VM» фирмы «Krohne Altometer»,   Нидерланды.   Методика

повеврки», утверждена ГЦИ СИ ФГУП «ВННИМС», апрель 2006 г.;

МИ 2853-2003 «ГСИ. Счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5 (мод. ALTSONIC-5M). Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой»

Наименование СИ

нд

Преобразователь измерительный 644

«Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки» разработанная и утвержденная ВНИИМС, октябрь 2004

Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»

Преобразователи давления измерительные модели 3051

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

«Рекомендация. ГСИ. Преобразователи давления измерительные    3051.    Методика    поверки»

утверждена ФГУП « ВНИИМС», февраль 2010 г.

Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835

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

МИ 2816-2011 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные.    Методика    поверки    на    месте

эксплуатации»;

МИ 3240-2009 «ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

Влагомеры нефти поточные

УДВН-1пм

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

Комплекс измерительновычислительный «Вектор-02»

Инструкция   «ГСИ.   Комплекс измерительно

вычислительный «Вектор-02». Методика поверки», утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Тюменский ЦСМ», декабрь 2009 г.

Примечание: Допускается применение других методик поверки на СИ, утвержденных в установленном порядке.

(Измененная редакция, Изм. №1)
  • 6.4.2 Определение пределов 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 погрешность измерений массы нефти равна пределу допускаемой погрешности счетчика-расходомера массового.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти , %, при определении массы нефти с применением ультразвукового счетчика ALTOSONIC V вычисляют по формуле:

ЗМ-р = ±1,1 • yl<W- + <5p2 + ^rlp + 3N-,                          (1)

где 5V - пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %; 5N - предел допускаемой относительной погрешности СОИ, %;

- пределы относительной погрешности измерений плотности нефти, %, вычисляемые по формуле

_   Д/7Х100

Зр =--

Z^min

Др - абсолютная погрешность определения плотности нефти, кг/м3; pmin - минимальное значение плотности нефти, кг/м3;

5TVp - составляющая относительной погрешности измерений массы брутто нефти за счет абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при измерениях ее объема и плотности, %, определяемая по формуле

/?'х100

1 + /?'хГЛ,-Гг>

(3)

ДТр, - пределы абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при ATV измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

/3’   - коэффициент объемного расширения нефти, 1 /°C, значения которого

приведены в таблице 1 настоящей рекомендации согласно приложению А ГОСТ Р 8.595.

Т а б л и ц а 1 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности

р, кг/м3

/?, 1/°С

р, кг/м3

/?, 1/°С

800,0-809,9

0,00094

850,0-859,9

0,00081

810,0-819,9

0,00092

860,0-869,9

0,00079

820,0-829,9

0,00089

870,0-879,9

0,00076

830,0-839,9

0,00086

880,0-889,9

0,00074

840,0-849,9

0,00084

890,0-899,9

0,00072

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

(Измененная редакция, Изм. №1)
  • 6.4.3 Определение пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти Н, %, вычисляют по формуле

8М„ =±1,1х

1

(4)

где Н   - относительная погрешность измерений массы нетто нефти, %;

- относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

А И/в - абсолютная погрешность определений массовой доли воды, %,

А \Л/П - абсолютная погрешность определений массовой доли механических примесей в нефти, %;

А И/хс - абсолютная погрешность определений массовой концентрации хлористых солей, %.

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 от 02.07.2015 г. № 1815. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

  • - наименование измеряемой среды;

  • - значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти, и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельству о поверке на преобразователи расхода);

  • - идентификационные признаки программного обеспечения СИКН.

(Измененная редакция, Изм. №1)
  • 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России от 2.07.2015 г. № 1815.

(Измененная редакция, Изм. №1)

Приложение 1

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

Наименование ПО

Идентификационно е наименование ПО

Номер версии (идентификационны й номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Идентификационные данные ПО, указанные в описание типа СИКН

Идентификационные данные ПО, полученные во время проведения поверки СИКН

Заключение: ПО СИКН соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа СИКН.

Поверитель:

(должность)                    (подпись)              (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______» _____________ 20___г.

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель