Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти резервная для СИКН №425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ» (МП НА.ГНМЦ.0090-15 )

Методика поверки

Тип документа

Система измерений количества и показателей качества нефти резервная для СИКН №425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ

Наименование

МП НА.ГНМЦ.0090-15

Обозначение документа

ОП ГНМЦ ПАО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ ПАО

ефтеавтоматика»

« Я-С »

М.С. Немиров

Ю___2015 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти резервная для СИКН №425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0090-15МП

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 резервную для СИКН №425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ (далее - РСИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Межповерочный интервал РСИКН: 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) РСИКН (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 РСИКН (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 Поверочная установка 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002.

  • 2.2 Расходомеры массовые Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 из состава системы измерений количества и показателей качества № 425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ.

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

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

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

  • 2.6 Магазин сопротивлений Р4831 (Госреестр № 6332-77).

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

  • 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, 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.

К проведению испытаний допускаются лица, имеющие высшее образование, опыт работы в области метрологического обеспечения измерений расхода и параметров нефти не менее двух лет, прошедшие курсы повышения квалификации в области «Испытания средств измерений».

4 Условия поверки

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

5 Подготовка к поверке

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации РСИКН и НД на поверку СИ, входящих в состав РСИКН.

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) клейм на СИ, входящие в состав РСИКН.

6 Проведение поверки

6.1. Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие РСИКН следующим требованиям:

  • - комплектность РСИКН должна соответствовать технической документации;

  • - на компонентах РСИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

  • - надписи и обозначения на компонентах РСИКН 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 РСИКН 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 А:

  • - 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+.

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 (контрольная сумма исполняемого кода)).

Считать серийный номер с корпуса контроллера FloBoss S600+.

Занести информацию в соответствующие разделы протокола.

  • 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа РСИКН и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 и п.6.2.2, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО РСИКН 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 РСИКН

  • 6.4 Определение MX

  • 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав РСИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

НД

Расходомер      UFM 3030

DN 250

МИ 3312-2011     «ГСИ.     Ультразвуковые

преобразователи расхода. Методика поверки комплектом   трубопоршневой   поверочной

установки,     поточного    преобразователя

плотности     и     счетчиков-расходомеров

массовых»

Преобразователь измерительный 644

«Инструкция.     ГСИ.     Преобразователи

измерительные 248,  644,  3144Р,  3244MV.

Методика поверки», разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС», август 2004 г.

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65

ГОСТ Р 8.624-2006 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки».

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

Преобразователь давления измерительные 3051

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

МП 14061-10 «Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 08.02.2010

Контроллер измерительный 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

Наименование СИ

нд

Манометр     для точных

измерений МПТИ

5Ш0.283.421 МП «Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, и МВПТИ. Методика поверки»,         утвержденная         ГЦИ

СИ ФГУП ВНИИМС в 2011 г.

МИ 2124-90 ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры      показывающие      и

самопишущие. Методика поверки

Термометр          ртутный

стеклянный лабораторный 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.

Пределы относительной погрешности измерений массы брутто нефти дМ, %, вычисляют по формуле

где 8V

8р Д Тр Д7\

Р’

8N

где TV,TP

бр = ±1,1 • Jw2 + G2 -(jp2 + /?'2-104 • ЛТр2)+ /?'2-104 -ATv2 +8N2,       (1)

  • - пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %. За 8V принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений ПР;

  • - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

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

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

  • - предел допускаемой относительной погрешности вычислителя расхода, %;

  • - коэффициент, вычисляемый по формуле c^l + 2-p'-Tv

, (2)

  • -      температуры нефти при измерениях ее объема и плотности соответственно, °C.

Величину, %, вычисляют по формуле

где Др

Pmin

с Др-100

8р = —--

Pmin                                                           (3)

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

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

840,0-849,9

0,00084

870,0-879,9

0,00076

850,0-859,9

0,00081

880,0-889,9

0,00074

860,0-869,9

0,00079

890,0-899,9

0,00072

Значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти не должны превышать ±0,65%.

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

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

k         1UV >      ,            (4)

где 8М„

  • - пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %;

  • - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто

нефти, %;                 .                     .

  • - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

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

&WXC WWMn Wxc

  • - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %;

  • - массовая доля воды в нефти, %;

  • - массовая доля механических примесей в нефти, %;

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

Wxc=0,\-^,                             (5)

Р

где хс

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

плотность нефти, измеренная в ХАЛ и приведенная к температуре нефти в условиях измерений массовой концентрации хлористых солей по Р 50.2.076-2010, кг/м3.

Абсолютные погрешности измерений в ХАП массовой доли воды, механических примесей, хлористых солей определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и К измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений (А, % массы) вычисляют по формуле

м

к)

.                                                   (3)

где R и г - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65, ГОСТ 6370-83, ГОСТ 21534-76.

К - количество измерений соответствующего показателя качества нефти. Принимается равным двум.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости

(повторяемости) г, % массы. Значение сходимости (повторяемости) гхс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм3, переводят в % массы по формуле

р                                                    з (7)

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

Значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,75%.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 Результаты идентификации программного обеспечения оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

  • 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке РСИКН 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 02.07.2015 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 РСИКН.

  • 7.3 При отрицательных результатах поверки РСИКН 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 программного обеспечения РСИКН

Протокол №

подтверждения соответствия программного обеспечения РСИКН

Место проведения поверки:_____________________________________________________________________________________

НаименованиеСИ:____________________________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №_____________________________________________________________________________________

Идентификационные данные (признаки)

Значение, указанное в описании типа РСИКН

Значение, полученное во время проведения поверки РСИКН

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные (если имеются)

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

Должность лица проводившего

поверку:

(подпись)          (инициалы, фамилия)

Дата          «______»   _____________ 20___г.

поверки:

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель