Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 на ПСП "Нижнекамск" МН "НПС "Калейкино"-Нижнекамский НПЗ"» (НА.ГНМЦ.0161-17 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

тематика»

.С. Немиров

2017 г.

^х-^ство^5<<'

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 495

на ПСП «Нижнекамск» МН «НПС «Калейкино»-Нижнекамский НПЗ»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0161-17 МП

Казань 2017

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Крайнов М.В.,

Гордеев Е.Ю., Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 495 на ПСП «Нижнекамск» МН «НПС «Калейкино»-Нижнекамский НПЗ» (далее - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками 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);

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

• 2.1 Установка трубопоршневая «Сапфир МН» (регистрационный №41976-09);

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

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

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.

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 ПО измерительновычислительного комплекса (ИВК).

• 6.2.1.1 Чтобы определить идентификационные данные необходимо на экранной форме «Основное окно» нажать кнопку «Сведения о ПО». В появившейся экранной форме в виде таблицы отображаются идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК. Метрологически значимая часть ПО представлена набором программных модулей. Идентификация каждого модуля производится по его наименованию и контрольной сумме. Эти данные указаны в полях «Идентификационное наименование» и «Цифровой идентификатор» таблицы.

• 6.2.1.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 6.2.1.1 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.

Таблица1- Перечень НД на поверку СИ

Пределы относительной погрешности счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion CMFHC2M, DS 600 в диапазоне расходов не должны превышать ±0,25% (на рабочих и резервной линии) или ±0,20% (на контрольноизмерительной линии).

Пределы абсолютной погрешности преобразователей плотности жидкости измерительных CDM100P и 7835 не должны превышать ±0,3 кг/м³.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы брутто нефти 6М, %, принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений

массомера.

Значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто

нефти не должны превышать ±0,25%.

• 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной измерений массы нетто нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы вычисляют по формуле

где 8М_Н - пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %; 8М - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

AFF_g - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

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

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

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле W„ =0,1 А

^р . (2) где <р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти определенная в ХАЛ по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

р - 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 ХАЛ массовой доли воды, механических примесей, хлористых солей определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015.

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

,                                                  (3)

где 7? 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.

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

^р                                       (4)

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

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

• 7.1 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 пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельствам о поверке на преобразователи расхода);

• - идентификационные признаки программного обеспечения СИКН (допускается оформлять протоколом, прилагаемый к свидетельству о поверке как обязательное приложение, см. приложение А).

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 7.2 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 02.07.2015 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

Место проведения поверки:_______________________________________________________________

Наименование СИ:____________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №________________________________________________________________

Идентификационные данные ПО_____________________________________________________

(наименование ПО)

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.

9