Методика поверки «Установка измерительная ЗАО "Алойл"» (НА.ГНМЦ.0563-21 МП)

СОГЛАСОВАНО

Директор ОП ГНМЦ

М.С. Немиров

CZ____2021 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Установка измерительная ЗАО «Алойл»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0563-21 МП

Казань

2021

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Давыдова Е.Н.,

Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на установку измерительную ЗАО «Алойл» (далее по тексту - ИУ) и устанавливает методику её первичной и периодической поверки.

Поверку ИУ проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа ИУ, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки.

Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа ИУ.

Интервал между поверками ИУ: один год.

Метрологические характеристики ИУ подтверждаются расчетноэкспериментальным методом в соответствии с разделом 9 настоящей методики поверки.

При определении метрологических характеристик в рамках проводимой поверки обеспечивается передача единицы массового расхода жидкости, в соответствии с государственной поверочной схемой, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону ГЭТ 63-2017.

Реализован метод непосредственного сравнения результата измерения поверяемого средства измерений со значением, определенного эталоном.

• 2.1 При проведении поверки выполняют следующие операции, приведенные в таблице 1.

Таблица1- Операции поверки ИУ

• 2.2 Поверку ИУ прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 3.1 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (НД) на поверку СИ, входящих в состав ИУ.

• 3.2 При проведении поверки в условиях эксплуатации ИУ метрологические и основные технические характеристики сырой нефти и ИУ должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица2 — Метрологические и технические характеристики

4 Метрологические и технические требования к средствам поверки

4.1 Основное средство поверки приведено в таблице 3.

ТаблицаЗ - Основное средство поверки

• 4.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой ИУ с требуемой точностью.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020г. № 534;

-Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 16.09.2020 г. № 1479;

• - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 г. № 533;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - «Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», утв. приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 15.12.2020г. № 903н;

• - 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.

• 5.2 При появлении течи рабочей жидкости, загазованности и других ситуаций, нарушающих процесс поверки, поверка должна быть прекращена.

• 6.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие ИУ следующим требованиям:

• - комплектность ИУ должна соответствовать технической документации;

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

• - надписи и обозначения на компонентах ИУ должны быть четкими и соответствующими технической документации.

• 6.2 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав ИУ, должна быть обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описаниями типа СИ либо в соответствии с МИ 3002-2006 (при отсутствии информации о пломбировании в описании типа СИ).

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

• 7.2 При опробовании проверяют работоспособность ИУ в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета ИУ (двухчасового или сменного).

• 7.3 Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) формируется и отсутствуют аварийные сообщения о работе ИУ.

• 8.1 Проверка идентификационных данных конфигурационного файла комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07 (далее по тексту - ИВК) (основного и резервного).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить следующие действия: в верхнем правом углу монитора ИВК нажать на кнопку в виде горизонтального троеточия, после чего появится подменю, в котором нужно выбрать «О программе»; в появившемся окне отобразятся идентификационные данные ПО ИВК.

Отображенные идентификационные данные ПО ИВК заносят в таблицу А.1 протокола поверки (Приложение А).

• 8.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места оператора с программным комплексом «Кристалл» (далее по тексту - АРМ оператора).

Чтобы определить идентификационные данные ПО АРМ оператора необходимо выполнить следующие процедуры: на основной мнемосхеме АРМ оператора в нижнем правом углу нажать кнопку «О программе»; далее в появившейся экранной форме нажать «Проверка HASH-сумм», после чего появится окно «Проверка HASH-сумм программного кода», в котором при нажатии на кнопки «Проверка модуля CalcOil.dll» или «Проверка модуля CalcPov.dll» откроются окна «Проверка HASH» с соответствующими идентификационными данными ПО АРМ оператора.

Отображенные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в таблицу А.2 протокола поверки (Приложение А).

• 8.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа ИУ и полученные в ходе выполнения п. 8.1 и п. 8.2 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО ИУ программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 9.1 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав ИУ.

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа ИУ, наличие у проверяемых СИ действующих свидетельств о поверке и/или сведений о поверке (с положительным результатом) в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Сведения результатов проверки указанных СИ заносят в таблицу А.З протокола поверки (Приложение А).

Если очередной срок поверки СИ из состава ИУ наступает до очередного срока поверки ИУ, поверяются только эти СИ, при этом поверку ИУ не проводят.

• 9.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти ИУ.

Относительную погрешность измерений массы сырой нефти ИУ бМс, %, при прямом методе динамических измерений, принимают равной максимальному значению относительной погрешности счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых «ЭМИС-МАСС 260» (далее по тексту - ПР).

Относительная погрешность ПР на рабочих измерительных линиях в диапазоне расхода не должна превышать ±0,25 %.

Значения относительной погрешности измерений массы сырой нефти не должны превышать ±0,25 %.

• 9.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти ИУ.

Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти ИУ SM_C,

%, вычисляют по формуле

где Д\Л/_В - абсолютная погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, значение которой вычисляют в лаборатории по ГОСТ 2477-2014 или по формуле (3), %;

AW_Mn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в сырой нефти, вычисленная по формуле (4), %;

д\Л/_хс - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в сырой нефти, вычисленная по формуле (4), %;

W_B - массовая доля воды в сырой нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества сырой нефти, сформированном во время проведения поверки;

W_Mn - массовая доля механических примесей в сырой нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества сырой нефти, сформированном во время проведения поверки;

W_xc - массовая доля хлористых солей в сырой нефти, %, вычисляемая по формуле

W_xc=0,1-^,                            (2)

Р

где ф_хс - массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм³, принимают равной значению, указанному в паспорте качества сырой нефти, сформированном во время проведения поверки;

р - плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды в сырой нефти с помощью влагомера AW_B, %, вычисляют по формуле

влагомера, %;

рР- плотность воды в рабочих условиях, кг/м³; рР- плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерениях соответствующего параметра сырой нефти абсолютную погрешность измерений А, %, в лаборатории массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей вычисляют по формуле

где R и г - воспроизводимость и сходимость (повторяемость) метода определения соответствующего параметра сырой нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 6370-83, ГОСТ 21534-76.

Воспроизводимость метода определения массовой 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 массовые доли, %, по формуле

• 10.1 Относительная погрешность ПР на рабочих измерительных линиях в диапазоне расхода не должна превышать ±0,25 %.

• 10.2 Значения относительной погрешности измерений массы сырой нефти не должны превышать ±0,25 %.

• 10.3 Значения относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды с применением влагомера поточного ВСН-АТ, при содержании воды в сырой нефти, не должны превышать:

• - от 0 до 5 % (включительно)                                    ±0,75 %,

• - свыше 5 до 10 % (включительно)                              ±0,80 %.

Значения относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти

при определении массовой доли воды в лаборатории по ГОСТ 2477-2014, при содержании воды в сырой нефти, не должна превышать:

• - от 0 до 5 % (включительно)                                    ±0,55 %,

• - свыше 5 до 10 % (включительно)                              ±1,00 %.

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 Сведения о результатах поверки ИУ направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений», утвержденным приказом Минпромторга России № 2510 от 31.07.2020 г.

• 7.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца ИУ оформляется свидетельство о поверке. На оборотной стороне свидетельства о поверке ИУ указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения относительной погрешности измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИУ.

• 7.4 При отрицательных результатах поверки ИУ к эксплуатации не допускают и выписывают извещение о непригодности к применению.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки ИУ

ПРОТОКОЛ №___________

поверки установки измерительной ЗАО «Алойл» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы сырой нефти, %, не более__________________________________________

• - массы нетто сырой нефти, %, не более_____________________________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Принадлежит:________________________ИНН:____________________________

Место проведения поверки:_________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (раздел 6 МП)__________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Опробование (раздел 7 МП)______________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Подтверждение соответствия ПО (раздел 8 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО ИВК

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

4. Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав ИУ (п. 9.1 МП)

Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав ИУ

• 5 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти ИУ (п. 9.2 МП)

• 6 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти ИУ (п. 9.3 МП)

Заключение: установка измерительная ЗАО «Алойл» признана дальнейшей эксплуатации

11