Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения» (НА.ГНМЦ.0151-17 МП)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0151-17МП

Казань

2017

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Крайнов М.В.,

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «PH-Пурнефтегаз» (далее - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Межповерочный интервал СИКНС: один год.

Примечание- Допускается поверку СИКНС проводить поэлементно при условии соблюдения требований настоящей методики и ссылочных документов.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.1);

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКНС (п.п. 6.2);

• 1.3 Опробование (п.п. 6.3);

• 1.4 Определение метрологических характеристик (MX):

  • 1.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКНС (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).

При проведении поверки СИКНС применяют следующие основные средства поверки:

• 2.1 Рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013, диапазон измерений от 10 до 100 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1%.

• 2.2 Средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС.

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

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 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

• 4.1 При проведении поверки СИКНС соблюдают требования, приведенные в

  таблице 1.

Таблица 1 - Условия проведения поверки.

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

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 ПК «Cropos».

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКНС АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы», в правом нижнем углу которого расположена кнопка «Проверить CRC32» и отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения 1:

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии ПО.

Для определения цифрового идентификатора ПО кнопку «Проверить CRC32». 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 ведущих и ведомых контроллеров.

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), страница Р217.1);

• - CONFIG VERSION (номер версии ПО, страница Р217.3);

• - FILE CSUM (цифровой идентификатор ПО, параметр CONFIG STRUCTURE, страница Р217.6).

Занести информацию из этих страниц в соответствующие разделы протокола.

• 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКНС и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 и п.6.2.2, 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

• 6.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов.

Согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений погрешность измерений массы брутто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов равна пределу допускаемой погрешности счетчиков-расходомеров массовых.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов определяют в соответствии с МИ 3151-2008 либо МИ 3272-2010.

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

• 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов вычисляют по формуле

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды вычисляют по формуле

где R_B и г_в - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли воды, берут из ГОСТ 2477-65, % массы.

Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, AW_n, % массы, вычисляют по формуле

где R_n и г_п - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей, берут из ГОСТ 6370-83, % массы.

Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли хлористых солей, AW_XC, % массы, вычисляют по формуле

(4)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли хлористых солей, % массы.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г, % массы. Значение сходимости г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в % массы по формуле

Р

где г_хс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³.

Значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов не должны превышать ±0,35%.

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

• 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 №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, мазута и некондиционных нефтепродуктов и массы нетто нефти, мазута и некондиционных нефтепродуктов и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельствам о поверке на преобразователи расхода);

• - идентификационные признаки программного обеспечения СИКНС.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии 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.

• 7.4 СИКНС допускает замену в межповерочный период вышедших из строя средств измерений аналогичными, прошедшими поверку в установленном настоящей методикой порядке и признанными пригодными для эксплуатации. Проведение внеочередной поверки СИКНС в этом случае не требуется.

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКНС

Протокол № Подтверждения соответствия ПО СИКНС

Место проведения поверки:_________________

Наименование СИ:_______________________

Заводской номер: №_______________________

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

Должность лица проводившего поверку:

Дата поверки: