Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС» (МП НА.ГНМЦ.0069-15)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛИДС

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0069-15МП

л ■ 6’50^9'' 16

Казань

2015

Государственным центром испытаний средств измерений Обособленным подразделением Головной научный          метрологический          центр

ОАО «Нефтеавтоматика» в г.Казань

(ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань)

Номер регистрации в Государственном реестре средств измерений № 30141-10

Крайнов М.В.,

Давыдова Е.Н.,

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС (далее - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Межповерочный интервал СИКН: один год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п. 6.1).

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

• 1.3 Опробование (п. 6.3).

• 1.4 Определение метрологических характеристик (далее - MX).

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

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

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

• 2.1 Поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ Р 8.510-2002.

• 2.2 Рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;

• 2.3 Рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости не более ± 0,5 %;

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

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

• 2.6 Калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08);

• 2.7 Манометры грузопоршневые МП, класс точности 0,005.

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

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

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;

• - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями 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 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 комплекса измерительновычислительного на базе устройств программного управления TREI-5B.

Нажимают кнопку «Пуск» в левом нижнем углу «Рабочего стола» Операционной системы Windows, далее «Программы» - «НПФ Круг» - «Менеджер задач», далее во вкладке «Сервис» нажимают кнопку «О программе» , в открывшемся окне отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения 1:

• - наименование ПО;

• - номер версии ПО;

• - контрольная сумма.

• 6.2.3 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

• 6.4.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 6М, %, вычисляют по формуле

6М = ±1,1J6V² +G²(6p² + ₽'²10⁴AT²)+p^,210⁴ AT² +6N²,      (1)

где 5V - пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %.

За 6V принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений преобразователей расхода;

бр - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

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

Р’ - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, берут из Приложения А ГОСТ Р 8.595-2004;

6N - пределы допускаемой относительной погрешности СОИ, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1 + 2P'T_V

1 + 2р'Т_р

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

• 6.4.3 Определение пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

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

6М V ₊ (AW_B)² + (AW_n)² + (AW_XC)² ,                    (3)

. 100 .

где Д W_B - абсолютная погрешность определений массовой доли воды, %;

д W_n - абсолютная погрешность определений массовой доли механических примесей в нефти, %;

Д\Л/_ХС - абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей, %.

Значения пределов 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 правил по метрологии ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений». На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• - наименование измеряемой среды;

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

• - идентификационные признаки ПО СИКН.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с ПР 50.2.006-94.

Приложение 1

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

Место проведения поверки:__________________________________________________________________

Наименование СИ:_____________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №________________________________________________________________

Идентификационные данные ПО________________________________________________________:

(наименование ПО)

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.

8