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)

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

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.

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).

• 2.1 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.

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).

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.

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).

6.1. 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

. 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 6М_бр, %, вычисляют по формуле

8М_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, AT_V - 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

^{1 + 2}^Х,                          (2)

где T_v, Т_р -       температуры нефти при измерениях ее объема и плотности

соответственно, °C.

Величину, бр %, вычисляют по формуле

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

p_mjn - минимальное значение плотности нефти, кг/м³.

Таблица2 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности

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

• 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

Таблица А2. Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Приложение Б

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия программного обеспечения СИКН

Место проведения поверки:____________________________________________________________________________________

Наименование СИ:_________________________________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №____________________________________________________________________________________

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

Должность лица проводившего