Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти 25-РК-А002 НПС "Кропоткинская" АО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р"» (НА.ГНМЦ.0131-16 МП)

Методика поверки

Тип документа

Система измерений количества и показателей качества нефти 25-РК-А002 НПС "Кропоткинская" АО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р"

Наименование

НА.ГНМЦ.0131-16 МП

Обозначение документа

АО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Ж

ектор ОП ГНМЦ

геавтоматика» [М.С. Немиров '^/ декабря 2016 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти

25-РК-А002 НПС «Кропоткинская»

АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0131-16МП

Казань 2016

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Крайнов М.В.,

Галяутдинов А.Р.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти 25-РК-А002 НПС «Кропоткинская» АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-P» (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 и проверка технической документации (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).

2 Средства поверки
  • 2.1 Мерники эталонные 1 разряда по ГОСТ 8.470-82 с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,02%.

  • 2.2 Рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002 с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,05%.

  • 2.3 Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная EN-FAB (регистрационный № 54057-13).

  • 2.4 Установка пикнометрическая «H&D Fitzgerald» (регистрационный № 21551-01).

  • 2.5 Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный № 39214-08).

  • 2.6 Калибратор давления портативный Метран-517 в комплекте с модулями давления эталонными Метран-518 (регистрационный № 39151-12).

  • 2.7 Калибратор температуры JOFRA серии RTC-R модели RTC-157B (регистрационный № 46576-11).

  • 2.8 Средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.

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.

К проведению поверки допускаются лица, имеющие высшее образование, опыт работы в области метрологического обеспечения измерений расхода и параметров нефти не менее трех лет, прошедшие курсы повышения квалификации в области «Испытания средств измерений».

4 Условия поверки

Поверка СИКН осуществляется на месте её эксплуатации.

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

При проведении поверки СИКН соблюдают условия, приведенные в

таблице 1.

Таблица 1 - Условия проведения поверки СИКН.

Наименование параметра

Значение

Рабочая среда

нефть

Диапазон температуры нефти, °C

от +5 до +50

Диапазон давления нефти, МПа

от 0,19 до 1,40

Диапазон плотности нефти, кг/м3

от 750 до 890

Диапазон кинематической вязкости нефти, мм2

от 1 до 14

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Содержание свободного газа

не допускается

Температура окружающей среды, °C

от -30 до +45

Относительная влажность, %

80

Атмосферное давление, кПа

от 96 до 104

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 и проверка комплектности технической документации.

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, входящих в состав СИКН, действующих сертификатов о калибровке и (или) оттисков калибровочных клейм на СИ, входящих в состав СИКН и подлежащих калибровке, а также эксплуатационно-технической документации на СИКН и СИ, входящие в её состав.

Устанавливают 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 измерительновычислительных комплексов (ИВК).

  • 6.2.1.1 Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для всех ИВК.

С помощью кнопок на передней панели контроллера выбрать на дисплее ИВК меню «Software version». На дисплее будет указано значение номера версии (идентификационного номера) ПО ИВК.

  • 6.2.1.2 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.

  • 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО АРМ-оператора.

  • 6.2.2.1 На основной мнемосхеме АРМ оператора нажимают кнопку «Контрольная сумма ПО». После чего открывается окно с таблицей в которой отображена следующая информация:

  • - «Имя файла» - в данной строке отображается наименование и путь к файлу, для которого производится подсчет контрольной суммы;

  • - «MD5 HASH» - значение контрольной суммы файла, установленное при проведении испытаний в целях утверждения типа СИКН, представленное в шестнадцатеричном коде;

  • - «Фактически» - значение контрольной суммы, полученное при вычисление контрольной суммы файла по пути, указанному в строке «Имя файла»;

  • - «Результат» - содержит результат проверки, при совпадении фактической и заданной контрольных сумм в данном поле таблицы отображается надпись «ОК», в случае несовпадения значений фактической и ожидаемой контрольных сумм или при какой-либо модификации контролируемого файла в поле «Результат» появится надпись «Failed».

  • 6.2.2.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и отображаемые в полях таблицы «Ожидается» и «Фактически» идентичны, и в поле «Результат» отображается надпись «ОК» 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.

  • 6.2.3 Полученные при идентификации ПО данные заносят в протокол по форме приложения А.

  • 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 2.

Таблица2- Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

НД

Установка         поверочная

трубопоршневая двунаправленная EN-FAB

МП 54057-13 «Установки      поверочные

трубопоршневые двунаправленные EN-FAB. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 03.06.2013 г.

Расходомеры-счетчики жидкости турбинные HELIFLU TZ-N

Преобразователи      расхода

жидкости           турбинные

HELIFLU TZ-N

Преобразователи      расхода

турбинные НТМ

МИ 1974-2004   ГСИ.   Преобразователи

расхода турбинные. Методика поверки

МИ 3380-2012 ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой

Преобразователи плотности жидкости измерительные мод. 7835

МИ 2403-97    «ГСИ.    Преобразователи

плотности    поточные    вибрационные

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

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

МИ 3240-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

Преобразователи измерительные (интеллектуальные) 3144 к датчикам    температуры    в

комплекте                   с

термопреобразователем сопротивления     платиновым

серии 65

Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми 65 Преобразователи измерительные    3144Р    в

комплекте                   с

термопреобразователями сопротивления платиновыми 65 Датчики температуры 3144Р

МИ 2889-2004 «Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированым выходным сигналом ТСПУ моделей 65-244, 65-644, 65-3144, 65-3244. Методика поверки»

МИ 2672-2005 «ГСИ. Датчики температуры с унифицированным выходным сигналом. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии ATC-R исполнения «В» фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания»

Преобразователи давления измерительные моделей 3051, 3051S

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

поверки»

Комплексы        программно

технические модели 7951 Вычислители расхода жидкости и газа мод. 7951

Устройства          измерения

параметров жидкости и газа модели 7951

«ГСИ. Устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7951 фирмы «Solartron Mobrey Limited», Великобритания, входящие в состав систем измерения количества и показателей качества нефти нефтепроводной системы «Каспийский трубопроводный консорциум». Методика

Наименование СИ

нд

поверки», утверждена ФГУП ВНИИР, 2005 г.

Манометры деформационные

МИ 2124-90 «Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры    показывающие    и

самопишущие»

Примечание: допускается определение MX СИ с применением других действующих методик поверки.

  • 6.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН, ЗМ, %, вычисляют по формуле

ЬМ = ± 1,1 ^8К2 + 62(зр2 +р'2104ДТр2)+р/2104ДТ,: +5.V2,            (1)

где 3V - пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %. За 8V принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений преобразователей расхода;

Зр - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

ATP,ATV- пределы допускаемых абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

/3’  - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого

приведены в таблице 2 настоящей методики;

3N - предел допускаемой относительной погрешности вычислителя расхода, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

cJ + 2/3'T

Х + (2)

где Tv, Тр - температуры нефти при измерениях ее объема и плотности етственно, °C.

Величину, 5р, %, вычисляют по формуле

_   Д/7-100

Зр = —--

Апт                                     (3)

где Ар - предел основной допускаемой погрешности измерений плотности нефти, кг/м3;

/Лп1П ■ минимальное значение плотности нефти, кг/м3.

Та б л и ца2 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности

р, кг/м3

Р', 1/°с

р, кг/м3

Р', 1/°С

750,0-759,9

0,00109

830,0-839,9

0,00086

760,0-769,9

0,00106

840,0-849,9

0,00084

770,0-779,9

0,00103

850,0-859,9

0,00081

780,0-789,9

0,00100

860,0-869,9

0,00079

790,0-799,9

0,00097

870,0-879,9

0,00076

800,0-809,9

0,00094

880,0-889,9

0,00074

810,0-819,9

0,00092

890,0-899,9

0,00072

820,0-829,9

0,00089

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

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.

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.

ЧО

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель