Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №251 АО «РИТЭК»» (МП НА.ГНМЦ.0116-16 )

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №251 АО «РИТЭК»

Наименование

МП НА.ГНМЦ.0116-16

Обозначение документа

ОП ГНМЦ ПАО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»

,М.С. Немиров

09    2016 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти №251 АО «РИТЭК»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0116-16 МП

Казань

2016

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Березовский Е.В. к.т.н

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №251 АО «РИТЭК» (далее - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками 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 относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п.п. 6.4.2);

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

    2 Средства поверки
    • 2.1 Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002) (Госреестр № 20054-06).

    • 2.2 Рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,1 кг/м1.

    • 2.3 Рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013.

    • 2.4 Магазин электрического сопротивления Р4834 (Госреестр № 11326-90).

    • 2.5 Калибратор

    № 22307-04).

    • 2.6 Манометры

    № 16026-97).

    • 2.7 Термометры

    давления портативный Метран 501-ПКД-Р

    избыточного давления грузопоршневые

    сопротивления платиновые вибропрочные

    (Госреестр

    (Г осреестр

    эталонные

(Госреестр № 327772-06).

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

  • 2.10 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

  • - 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.

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.

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 конфигурационного файла комплекса измерительно-вычислительного «ПРАЙМ ИСКРА» (далее - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

Для просмотра контрольной суммы необходимо на АРМ оператора перейти на экран «Диагностика». Затем нажать кнопку «Посмотреть CRC». После нажатия кнопки появится окно с цифровым идентификатором (контрольная сумма исполняемого кода) ПО ИВК.

Занести информацию в соответствующие разделы протокола.

  • 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! - Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

нд

Счётчик-расходомер массовый     кориолисовый

ROTAMASS       модели

RCCS39/IR

«Рекомендация. ГСИ. Счётчики-расходомеры массовые ROTAMASS. Методика поверки комплектом   трубопоршневой   поверочной

установки и поточного преобразователя плотности», утверждённая ГНМЦ ВНИИР 2006г.

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

МИ 2591-2000 «ГСИ.   Преобразователи

плотности поточные фирмы «The Solartron Electronic Group LTD» (Великобритания). Методика поверки»

МИ 2816-2003 «ГСИ.   Преобразователи

плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

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

Влагомер нефти поточный модели L

«Рекомендация. ГСИ. Влагомеры поточные моделей L, М, F фирмы «Phase Dynamics, Inc.» (США). Методика поверки», утвержденная 23.05.2003г. ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

Преобразователь давления измерительный EJA530

Преобразователь давления измерительный EJA110

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

МИ 2596-2000     «ГСИ.      Рекомендация.

Преобразователи давления измерительные EJA производства фирмы «Yokogawa Electric Corporation, Япония. Методика поверки»

Преобразователь измерительный 644

«Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р,    3244MV.    Методика    поверки»,

разработана и утверждена ВНИИМС, октябрь 2004г.

Преобразователь вторичный

Т модификации Т24

«Преобразователи вторичные Т, модификации: Т12, Т19, Т20, Т24, Т31, Т32, Т42, выпускаемых фирмой    «WIKA    Alexander    Wiegand

GmbH&Co.KG», Германия. Методика поверки», утв. ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в мае 2003г.

МП-2412-0017-2007          Преобразователи

вторичные Т, модификации: Т12, Т19, Т20, Т24, Т31, Т32, Т42, Т53, Т91. Методика поверки, утв. ГЦИ СИ ВНИИМ им.Д.И.Менделеева, декабрь 2007г.

МП-2411-0096-2013         Преобразователи

вторичные серии Т, модификации: Т12, Т19, Т24, Т53, Т91. Методика поверки, утв. ГЦИ СИ ВНИИМ им.Д.И.Менделеева, май 2013г.

Наименование СИ

нд

Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65

Термопреобразователь сопротивления серии TR

ГОСТ       Р       8.461-2009       «ГСИ.

Термопреобразователи сопротивления. Методы и средства поверки»

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

Комплекс     измерительновычислительный   «ПРАЙМ

ИСКРА»

«Комплексы    измерительно-вычислительные

«ПРАЙМ-ИСКРА».    Методика    поверки»,

утверждённая ГЦИ СИ «Тест ПЭ» в марте 2004 г.

Манометр технический избыточного давления показывающий МТИ

Манометр для измерения избыточного давления модификации 312.20,

МИ 2124-90 «ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры      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 относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы брутто нефти принимают относительную погрешность измерений счётчика-

расходомеар массового кориолисового.

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

  • 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

(1)

где дМн - относительная погрешности измерений массы нетто нефти, %;

SM - относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

AJVe - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %; д^ЛШ - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

AIVXC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %; We - массовая доля воды в нефти, %;

WMn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле р плотность нефти, измеренная в аккредитованной испытательной лаборатории и приведенная к температуре нефти в условиях измерений массовой концентрации хлористых солей по Р 50.2.076-2010, кг/м3.

(2)

Абсолютные погрешности измерений в аккредитованной испытательной лаборатории массовой доли воды, механических примесей и содержания хлористых солей определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001.

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

(3)

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

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 где гхс - сходимость (повторяемость) метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм3. Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35%.

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 СИКН в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

  • - наименование измеряемой среды;

  • - значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти, и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельствам о поверке на счётчики-расходомеари массовоые кориолисовые);

  • - идентификационные признаки программного обеспечения СИКН.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

  • 7.3 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)

Форма протокола подтверждения соответствия программного обеспечения СИКН

Протокол №

подтверждения соответствия программного обеспечения СИКН

Место проведения поверки:______________________________________________________________________________________

НаименованиеСИ:____________________________________________________________________________________

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 поверки: «_____»   _____________ 20___г.

8

1

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»;

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель