Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП "Кириши" ООО "Балтнефтепровод" » (МП 49321-12 с изменением №1)

УТВЕРЖДАЮ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти

№444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод»

Методика поверки

МП 49321-12

с изменением № 1

Казань

2018

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

аттестат аккредитации № RA.RU.311366

Гордеев Е.Ю.,

Целищева Е.Ю.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод» (далее - СИКН) и устанавливает объем, порядок и методику ее первичной и периодической поверок.

(Измененная редакция, Изм. №1)

Настоящая методика поверки разработана в соответствии с тоебованиями РМГ-51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

Межповерочный интервал 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 поеделов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти (п.п. 6.4.2).

• 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. №256;

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

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью

Раздел 2 (Измененная редакция, Изм. №1)

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

-в области охраны труда трудовым Кодексом Российской Федерации от 30.12.201 г. №197-ФЗ

- в области промышленной безопасности - Федеральным законом от 21.07.2007 г. №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 г. №101 «об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), руководство по безопасности «рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ от 27.12.2012 г. №784 об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»)

• - в области пожарной безопасности - Федеральный закон от 21.12.1994 г. №69-ФЗ «о пожарной безопасности», «Федеральный закон Российской Федерации от 22.07.2008 г. №123-Ф3 «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства российской Федерации от 25.04.2012 г. №390 «о противопожарном режиме» (вместе с «правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21-01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок - «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утверждены приказом Минтруда России от 24.07.2013 г. №328н об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок»), приказ Минэнерго РФ от 13.01.203 г. №6 «об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральный закон от 10.01.2002 г. №7-ФЗ «об охране окружающей среды», Федеральный закон от 24.06.1998 г. №89-ФЗ «об отходах производства и потребления»

Раздел 3 (Измененная редакция, Изм. №1)

При проведении поверки на месте эксплуатации соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 - Параметры измеряемой среды

Раздел 4 (Измененная редакция, Изм. №1)

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

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

• 6.1.1 Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации:

• 6.1.2  При проверке внешнего вида должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

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

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быта четкими и соответствующими технической документации.

• 6.1.3 СИКН не прошедшая внешний осмотр, к дальнейшей поверке не допускается.

Подраздел 6.1 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПК «Cropos».

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы». На открывшейся странице в правой нижней части экрана расположена кнопка «Проверить CRC» и отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения 1:

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии ПО.

Для определения цифрового идентификатора ПО нажимают кнопку «Проверить CRC». Полученный цифровой идентификатор заносят в протокол.

Пункт 6.2.1 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных конфигурационного файла контроллера FioBoss S600+.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для обоих контроллеров (основного и резервного).

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);

• - CONFIG VERSION (номер версии ПО);

• - FILE CSUM (цифровой идентификатор ПО).

Занести информацию из этих страниц в соответствующие разделы протокола.

• 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 и п.6.2.2, 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 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, входящие в состав СИКН.

Поверку СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень НД на поверку СИ

Допускается применение других методик поверки на СИ, утвержденных в

установленном порядке.

Пункт 6.4.1 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.4.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти 5М_бр. %, вычисляют по формуле

= ±1.1 • ^+6p²+6T;_/)+6N²                 (1)

где ЗМ₆ - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

р

М/ - пределы относительной погрешности измерений объема нефти,

%\

<5р   - пределы относительной погрешности измерений плотности

нефти, %;

5T_vp - составляющая относительной погрешности измерений массы

брутто нефти за счет абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при измерениях ее объема и плотности, %;

SN - предел допускаемой относительной погрешности СОИ, %. Величину, 5р %, вычисляют по формуле

А/7-100

min

А/?   - предел абсолютной погрешности измерений плотности нефти,

кг/м³;

p^_jn - минимальное значение плотности нефти, кг/м³.

Величину , %, вычисляют по формуле

где ЛТ^, - пределы абсолютных погрешностей измерений температуры АТ^ нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

р’ - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого приведены в таблице 2 настоящей инструкции.

Таблица2- Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности

Значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто

нефти не должны превышать ±0,25%.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН по форме Приложения 1 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 массы нек’о нефти, и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельству о поверке на преобразователи расхода);

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 по ферме Приложения 2 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России от 2.07.2015 г. № 1815.

Раздел 7 (Измененная редакция, Изм. №1)

Приложение 1

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

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

Должность лица, проводившего поверку:     ____________

(подпись)

Дата поверки:       «______»   _____________ 20___г.

9