Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»» (МП НА.ГНМЦ.0082-15 )

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ ПАО «Яефтеавтоматика»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0082-15МП

Казань

2015

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен тиражирован и (или) распространен без разрешения ПАО «Нефтеавтоматика»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» (далее - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Межповерочный интервал СИКНС - один год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.1);

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СИКНС (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 СИКНС (п.п. 6.4.1);

  • 1.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти (п.п. 6.4.2 и п.п. 6.4.3 ).

• 2.1 Установка поверочная передвижная ПУМА (Госреестр № 59890-15) или передвижная поверочная установка 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

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

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

• 2.4 Рабочий эталон объемного влагосодержания 2 разряда по ГОСТ 8.614;

• 2.5 Магазин сопротивлений Р4831-М1 (Госреестр №48930-12);

• 2.6 Мера электрического сопротивления типа Р3030 (Госреестр № 18445-99);

• 2.7 Калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08).

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

• 2.9 Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

• 3.1 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 потребителей;

• - Правила устройства электроустановок.

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

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

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

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям:

• - комплектность СИКНС должна соответствовать технической документации;

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

• - надписи и обозначения на компонентах СИКНС должны быть четкими и соответствующими технической документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО СИКНС №2063.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора).

На персональном компьютере, где установлено программное обеспечение «Форвард», необходимо произвести следующие действия:

• 6.2.1.1 Навести курсор механического манипулятора мыши на клавишу «О программе», находящейся в правом верхнем углу мнемосхемы СИКНС и нажать левую кнопку. Появится окно «О программе». В этом окне прописана версия установленного программного обеспечения.

• 6.2.1.2 Для просмотра версии программы измерительно вычислительного комплекса ИМЦ-03 (далее - ИВК ИМЦ-03), необходимо на мониторе от промышленного компьютера установленного в приборном шкафу зайти в меню «Основное меню» выбрать пункт «Просмотр 2». В меню «Просмотр 2» выбрать пункт «Версия программы». На экране выведется следующая информация:

• - название ИВК;

• - название и обозначение реализованных алгоритмов вычислений;

• - номер версии программы;

• - значение контрольной суммы CRC32.

• 6.2.1.3 Сравнить «фактическое» значение контрольной суммы с ее «эталонным» значением, указанным в описании типа СИКНС.

Полученные данные, заносят в протокол по форме приложения А:

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии ПО;

• - контрольная сумма ПО.

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

• 6.4 Определение MX

  • 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с

НД, приведенными в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень НД на поверку СИ

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

• 6.4.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений массомера.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти не должны превышать ± 0,25 %.

Определение пределов относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти ЗМ_Н, %, вычисляют по формуле

₂ AW_B² + AW² + AW ² + W_x ² 5М_б ² +---?------

Г W+W+W+WT **B **pr ' **n ' ^vvxc

измерений массы нетто сырой нефти

Абсолютную погрешность определения массовой доли растворенного газа в нефти, %, вычисляют по формуле

AW_pr = ± '^Рг • 100,

Рс

где AV_pr - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580. Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений (А, %) вычисляют по формуле

, jR^;-r^;xO,5

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости. Значение сходимости г_хс, выраженное в ГОСТ 21534 в мг/дм³, переводят в массовые доли по формуле

Значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в нефти в испытательной лаборатории не должны превышать:

• - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 % до 5 %       ± 0,75 %;

• - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5 % до 10 %      ±1,60 %;

• - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 10 % до 20 %     ± 1,80 %.

• 7.1 Результаты идентификации программного обеспечения оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении 1.

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815. 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 свидетельству о поверке на преобразователи расхода);

• -  идентификационные данных ПО СИКНС.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815. 94.

Приложение 1

(обязательное)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКНС

Место проведения поверки:_____________________________________________________________

Наименование СИ:__________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №______________________________________________________________

Идентификационные данные ПО_______________________________________________________:

(наименование ПО)

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

Поверителъное клеймо

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)         (инициалы, фамилия)

Дата поверки:                                                              «______»    _____________ 20___г.

8