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

Методика поверки

Тип документа

Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 на ПСП "Нижнекамск" МН "НПС "Калейкино"-Нижнекамский НПЗ"

Наименование

НА.ГНМЦ.0161-17 МП

Обозначение документа

АО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

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

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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.

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 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 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.

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.

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 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

Наименование СИ

НД

Счетчики-расходомеры массовые

Micro Motion CMFHC2M, DS 600

МИ 3151-2008 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»

МИ 3189-2009 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы «Emerson Process Management». Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки или компакт-прувера и поточного преобразователя плотности»

МИ 3272-2010 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности»

Преобразователи плотности жидкости измерительные

МИ 2816-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

МП 02-221-2015 «ГСИ. Преобразователи плотности и расхода CDM. Методика поверки»

Преобразователи плотности жидкости измерительные

МИ 2816-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

МИ 2403-97 «ГСИ. Преобразователи плотности    поточные    вибрационные

«Солартрон» типов 7830, 7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации»

Преобразователи плотности и вязкости FVM

МП 01-251-2015 «ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM. Методика поверки», утв. ГЦИ СИ ФГУП «УНИИМ», 07.04.2015 г.

Преобразователи плотности и вязкости модели 7829

МИ     2391-97.Рекомендация.     ГСИ.

Вискозиметр поточный. Методика поверки.

МИ      3302-2010      Рекомендация.

Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи плотности    и    вязкости    жидкости

измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки.

Наименование СИ

нд

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

МП 0309-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм. Методика поверки», утв. ФГУП «ВНИИР» 04.09.2015 г.

Датчики температуры Rosemount

644

МП 4211-024-2015 «Датчики температуры Rosemount 644, 3144Р. Методика поверки», утв. ФГУП «ВНИИМС» 30.12.2015

Преобразователи      давления

измерительные моделей 3051

МП 4212-021-2015 «Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки», утв. ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» 02.02.2015

Комплекс измерительно-вычислительный ТН-01

МП 0509-14-2016 «Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01. Методика поверки», утв. ФГУП «ВНИИР» 29.11.2016 г.

Термометры ртутные стеклянные лабораторные

ГОСТ 8.279-78 «Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методы и средства поверки»

Манометры показывающие для точных измерений МПТИ

«Манометры,       вакууметры       и

мановакууметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ. Методика поверки» 5Ш0.283.421 МП, утв. ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.

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%.

погрешности

нетто нефти

(1)

  • 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной измерений массы нетто нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы вычисляют по формуле

Ьи)2 I W)2+(A^)2+(A^CF (х we+wMn+wy I 100      )

н = ±1,1-

где Н - пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %; - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

AFFg - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %;

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

AWXC - 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 W„ =0,1 А

р . (2) где 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) гхсвыраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм3, переводят в % массы по формуле

р                                       (4)

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

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

7 Оформление результатов поверки
  • 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)

Идентификационные данные

Значение, полученное во время поверки СИКН

Значение,указанное в описании типа СИКН

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные

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

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель