Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ АО «Транснефть-Верхняя Волга»» (МП НА.ГНМЦ.0080-15)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ АО «Транснефть-Верхняя Волга»

Наименование

МП НА.ГНМЦ.0080-15

Обозначение документа

ОП ГНМЦ ПАО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

ПАО Н ефтеа вто м этика»

.С. Немиров

20 f/r

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ

АО «Транснефть-Верхняя Волга»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0080-15МП

4 0.

Казань

2015

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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

(ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика»)

Крайнов М.В.,

Галяутдинов А.Р.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ АО «Транснефть-Верхняя Волга» (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 нефти (п.п. 6.4.2).

2 Средства поверки
  • 2.1 Установка поверочная на базе весов ОГВ или образцовых мерников 1-го разряда, либо передвижная поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;

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

  • 2.3 Рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,1 кг/м3 %;

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

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

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

  • 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

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 (ПТЭ);

  • - Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБ).

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.

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) клейм на СИ, входящие в состав СИКН и заполняют таблицу А1 протокола поверки (Приложение А).

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 ПК «Сгороэ».

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы». На открывшейся странице в правой нижней части экрана расположена кнопка «Проверить CRC» и отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения Б:

  • - идентификационное наименование ПО;

  • - номер версии ПО.

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

  • 6.2.2 Проверка идентификационных данных конфигурационного файла контроллера FloBoss S600+.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для обоих контроллеров (основного, резервного и используемого для поверки).

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

  • - CONFIG NAME (идентификационное наименование ПО);

  • - CONFIG VERSION (номер версии ПО);

  • - FILE CSUM (цифровой идентификатор ПО).

Занести информацию из этих страниц в соответствующие разделы протокола.

  • 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 и п.6.2.2, 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 поверочная двунаправленная для жидкости

МИ 1972-95 «ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые.      Методика     поверки

поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников»,

МИ 2974-2006 «Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с компаратором»

Преобразователи   расхода

жидкости турбинные MVTM DN10”

МИ 1974-2004 «ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки».

МИ 3380-2012    «ГСИ.    Преобразователи

объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой»

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7827

МИ 3302-2008    «ГСИ.    Преобразователи

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

МИ 3001-2006    «ГСИ.    Преобразователи

плотности и вязкости жидкости поточные моделей 7827 и 7829 фирмы «Solartron Mobrey Limited». Методика поверки в динамическом режиме

Преобразователи плотности жидкости    измерительные

мод. 7835

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

МИ 2816-2012    «ГСИ.    Преобразователи

плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»,

МИ 3240-2012    «ГСИ.    Преобразователи

плотности жидкости поточные. Методика поверки»

Датчики температуры 644

«Инструкция. ГСИ. Датчики температуры 644, 3144Р. Методика поверки», согласована с ГЦИ СИ ФГУП « ВНИИМС», август 2008 г.

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65

ГОСТ Р 8.624-2006   «Термопреобразователи

сопротивления из платины, меди и никеля».

Преобразователи измерительные    644    к

датчикам температуры

МИ 2470-00     «ГСИ.     Преобразователи

измерительные 144, 244, 444, 644, 3144, 3244 MV    к    датчикам    температуры    с

унифицированным выходным сигналом фирмы Fisher-Rosemount, США. Методика поверки»

Наименование СИ

нд

Преобразователи давления измерительные модели 3051

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

«Рекомендация.    ГСИ.    Преобразователи

давления измерительные 3051. Методика поверки» ФГУП « ВНИИМС», февраль 2010 г.

Контроллеры измерительные FloBoss S600+

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

Манометры показывающие, для точных измерений МПТИ Манометры для точных измерений типа МТИ

МИ 2124-90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры, напорометры, тягометры и тягонапорометры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

Термометры        ртутные

стеклянные лабораторные ТЛ-4№2

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

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

  • 6.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Допускаемую относительную погрешность измерений массы брутто нефти бр, %, вычисляют по формуле

бр = ± 1,1 х ,J<5K2 +G2 (<5р2 +/?’2104А7’р2) + /?'2104А7’г2 + <57V2,            (1)

где <5У  - пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %. За

<5У принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений ПР;

Sp - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

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

Р’ - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого приведены в таблице 2 настоящей методики в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 (приложение А).

8N - предел допускаемой относительной погрешности вычислителя расхода, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

g=1 + 2£7;

1 + 2^Х,                          (2)

где Tv, Тр -       температуры нефти при измерениях ее объема и плотности

соответственно, °C.

Величину, бр %, вычисляют по формуле

Зр =

А/?-100

(3)

min

где Др - предел основной допускаемой погрешности измерений плотности нефти, кг/м3;

pmjn - минимальное значение плотности нефти, кг/м3.

Таблица2 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности

р, кг/м3

р', 1/°С

р, кг/м3

р', 1/°С

830,0-839,9

0,00086

870,0-879,9

0,00076

840,0-849,9

0,00084

880,0-889,9

0,00074

850,0-859,9

0,00081

890,0-899,9

0,00072

860,0-869,9

0,00079

900,0-909,9

0,00070

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

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 Результаты поверки системы оформляют протоколом по форме таблицы А2.

  • 7.2 Результаты идентификации программного обеспечения оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении Б.

  • 7.3 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», утвержденным приказом Минпромторга России № 1815 от 2.07.2015 г. 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 свидетельствам о поверке на преобразователи расхода);

  • - идентификационные признаки программного обеспечения СИКН.

  • 7.4 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 2.07.2015 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

Протокол поверки СИКН №431

Таблица А1. Перечень СИ в составе СИКН

Наименование СИ, тип, марка

Заводской номер СИ

Диапазон измерений СИ

№ свидетельства о поверке, дата поверки

Пределы допускаемой погрешности измерений

Таблица А2. Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Пределы допуска погрешности измерений, используемые пр определении 6

емой

/I

0

Параметры нефти, используемые при определении

Допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти

Объема, 6V, %

Плотности, кг/м3

CL

со CL ф

С

5 ф О

I— О

Вычислителя расхода,

<5N, %

Коэффициент объемного расширения нефти р, 1/°С

Минимальное значение плотности pmin, кг/м3

Температура при измерении плотности нефти Тр, °C

Температура при измерении объема нефти Tv, °C

, %

(< 0,25 %)

0,1

5

0,30

0,2

0,01

0,00086

839,0

Приложение Б

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия программного обеспечения СИКН

Место проведения поверки:____________________________________________________________________________________

Наименование СИ:_________________________________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №____________________________________________________________________________________

Идентификационные данные (признаки)

Значение,указанное в описании типа СИКН

Значение, полученное во время проведения поверки СИКН

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные (если имеются)

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

Должность лица проводившего

поверку:

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Дата

«       »                     20     г.

поверки:

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель