Методика поверки «ГСИ. Комплексы типа СДК» (МЦКЛ.0236.МП)

утвер:

^^ащо-Генеральнь

Государственная система обеспечения единства измерений

Комплексы типа СДК Методика поверки с изменением №1 МЦКЛ.0236.МП

2019 г.

Содержание

• 1  ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

• 2  СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3  ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

• 4  УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

• 5  ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 6  ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 7  ПЛОМБИРОВКА

Настоящая методика устанавливает методы и средства первичной и периодической поверки Комплексов типа СДК (далее - Комплексы), серийно изготавливаемые ООО «Камышинский опытный завод», г. Камышин в соответствии с ТУ 3689-009-53581965-2016 Комплексы типа СДК. Технические условия (Изменения № 1).

(Измененная редакция, Изм, №1)

Первичную поверку проводят до ввода комплексов в эксплуатацию и после ремонта, а также после замены средств измерений утвержденного типа входящих в состав комплексов. Периодическую поверку проводят по истечении срока интервала между поверками.

Ответственность за организацию и своевременность проведения первичной и периодической поверки комплексов несет ее владелец.

Первичную и периодическую поверку осуществляют аккредитованные в установленном порядке юридические лица и индивидуальные предприниматели.

Интервал между поверками - один год.

1.1 При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 1. Таблица 1

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 2.1  При проведении поверки комплексов должны быть применены средства поверки, указанные в таблице 2.

• 2.2  Средства поверки должны быть исправны, иметь техническую документацию и действующие свидетельства о поверке. Эталоны единиц величин, используемые при поверке комплексов, должны быть аттестованы в установленном порядке.

Таблица 2

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых комплексов с требуемой точностью.

• 3.1  При проведении поверки должны соблюдаться требования безопасности в соответствии с:

• - правилами безопасности, действующими на месте проведения поверки;

• - правилами безопасности, изложенными в эксплуатационной документации:

• - на поверяемую комплексов;

• - на средства измерений, входящие в состав комплекса;

• - на применяемые средства поверки.

• - другими нормативными документами, действующими в сфере безопасности.

• 3.2  К выполнению поверки допускают лиц, достигших 18 лет, годных по состоянию здоровья, прошедших обучение и проверку знаний, требований охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004-2015 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Организация обучения безопасности труда. Общие положения, прошедших обучение, проверку знаний и допущенных к обслуживанию средств поверки, изучивших настоящую методику, эксплуатационную документацию на комплекс, средства поверки.

• 3.3  К проведению поверки допускают лиц. аттестованных в качестве поверителя, знающих требования эксплуатационной документации на комплексы, средства измерений и оборудование, входящее в ее состав.

• 3.4  К обработке результатов измерений допускают лиц изучивших настоящую методику.

• 3.5  При поверке, управление комплексом должны осуществлять лица, прошедшие обучение и проверку знаний и допущенные к их обслуживанию.

• 3.6  При появлении течи продукта, загазованности и других ситуациях, нарушающих нормальный ход поверочных работ, поверку прекращают. В дальнейшем обслуживающий персонал комплекса руководствуется эксплуатационными документами на комплексы и оборудование, входящее в ее состав.

• 4.1  Требования к условиям проведения поверки

  • 4.1.1 Поверка по всем пунктам, проводится при любом из сочетаний значений влияющих факторов, соответствующих условиям эксплуатации поверяемых комплексов. При этом устанавливают соответствие условий проведения поверки условиям эксплуатации средств поверки. Измерения условий проведения поверки осуществляют с помощью ИВТМ-7.

Периодическая поверка комплексов проводится на рабочей среде, первичную поверку допускается проводить на измеряемой среде отличной от рабочей.

• 4.1.2 Параметры электропитания от сети переменного тока:

• - напряжение, В                                            380 (насос); 220^®

-частота, Гц                                                               50 ±1.

Отсутствие внешних электрических и магнитных полей, кроме геомагнитного поля. Отсутствие механической вибрации, тряски и ударов, влияющих на работу комплексов. Давление в трубопроводах при наливе продуктов, МПа, не более                 1,0.

• 4.2  Требования к персоналу, проводящему поверку

  • 4.2.1 К выполнению операций поверки допускают лиц, прошедших обучение и проверку знаний, требований безопасности в соответствии с разделом 3 настоящего документа.

  • 4.2.2 К проведению поверки допускают лиц. аттестованных в качестве поверителя, изучивших эксплуатационную документацию на комплекс, средства измерений и оборудование, входящее в ее состав, а также средства поверки.

  • 4.2.3 При поверке управление комплексом должны осуществлять лица, прошедшие обучение и допущенные к ее обслуживанию.

• 5 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 5.1.1 - Проводят внешним осмотром, при этом устанавливают:

• - соответствие комплектности, маркировки, монтажа, пломбировки составных частей комплекса требованиям эксплуатационной документации и наличие действующих свидетельств о поверке счетчиков-расходомеров массовых, входящих в состав комплекса;

• - отсутствие повреждений и дефектов, препятствующих проведению поверки.

• 5.1.2 Результаты считают положительными, если установлено полное соответствие комплектности, маркировки, монтажа и пломбировки составных частей комплексов требованиям эксплуатационной документации, а также отсутствие повреждений и дефектов, препятствующих проведению поверки. Счетчики-расходомеры массовые, входящие в состав комплекса, должны быть поверены в установленном порядке (наличие знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) отметки в паспорте), срок очередной периодической поверки счетчиков-расходомеров массовых должен заканчиваться не ранее срока очередной периодической поверки комплекса.

• 5.1.3 При выявлении несоответствий, такие несоответствия устраняют.

• 5.2.1 Подготовить комплекс к работе в соответствии с указаниями РЭ, задать дозу выдачи нефтепродукта 2000 л и налить в мерник УПМ 2000 для смачивания.

• 5.2.2 Результаты опробования считают положительными, если работа комплекса проходит в соответствии с эксплуатационной документацией.

• 5.3.1 Комплексы имеют резидентное программное обеспечение (РПО) и внешнее программное обеспечение (ВПО). РПО устанавливается в контроллер комплекса (в качестве контроллера используется: контроллер программируемый SIMATIC S7-1200 или устройство приема и обработки сигналов «Топаз-273Е»), в процессе эксплуатации РПО не может быть модифицировано или загружено через какой-либо интерфейс, идентификационные данные приведены в таблице 3. ВПО устанавливается на АРМ, данное ПО защищено с помощью авторизации пользователя, паролей и ведения журнала событий, идентификационные данные приведены в таблице 4. Нормирование метрологических характеристик комплексов проведено с учетом влияния ПО.

Таблица 3 - Идентификационные данные РПО

Таблица 4 - Идентификационные данные ВПО

• 5.3.2 Проверку соответствия РПО производят путем сравнения идентификационных данных, указанных в приложении к свидетельству об утверждении типа на комплексы и в таблице 3 настоящего документа, с данными указанными:

• - в соответствующем разделе паспорта поверяемого комплекса (при комплектации контроллером программируемым SIMATIC S7-1200);

• - в соответствующем разделе паспорта поверяемого комплекса и полученные при считывании параметров с устройства приема и обработки сигналов «Топаз-273Е», считывание параметров проводится в соответствие с эксплуатационной документацией (при комплектации устройством приема и обработки сигналов «Топаз-273 Е»);

• 5.3.3 Проверку соответствия ВПО производят путем сравнения идентификационных данных, указанных в приложении к свидетельству об утверждении типа на комплексы и в таблице 4 настоящего документа, с данными отображаемыми в разделе «о программе» на автоматизированном рабочем месте оператора.

• 5.3.4 Результаты проверки по п. 5.3 считаются положительными, если установлено соответствие идентификационных данных РПО и ВПО.

• 5.3.5 Результаты проверки идентификационных данных заносят в протокол поверки, л. 5.3 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 5.4.1 Через АРМ оператора задают дозу выдачи по массе (от 1000 до 1300 кг) и наливают ее в мерник УПМ 2000.

Всего делается 5 наливов.

При этом фиксируют:

• - условия испытаний;

• - по показаниям комплекса:

• - массу нефтепродукта, кг;

• - по показаниям испытательного оборудования:

• - массу нефтепродукта, кг;

Таблица 5 - Условия испытаний

Таблица 6 - Определение MX комплекса при измерении массы нефтепродукта

• 5.4.2 Через АРМ оператора задают минимальную дозу выдачи по объему и наливают ее в мерник УПМ 2000.

Всего делается 5 наливов.

При этом фиксируют:

• - условия испытаний;

• - по показаниям комплекса:

• - объем нефтепродукта, м³;

• - по показаниям испытательного оборудования:

• - объем нефтепродукта, м³;

• - температура нефтепродукта, °C:

Таблица 7 - Условия испытаний

Таблица 8 - Определение MX системы при измерении объема нефтепродукта

• 5.4.3 Обработка экспериментальных данных

• 5.4.3.1 Массу нефтепродукта в мернике УПМ 2000 с учетом поправки (тупм'и)) вычисляют по формуле 1 (в случае применения другого поверочного оборудования в эксплуатационной документации на которое указан иной способ вычисления действительного значения объема, пользуются им)

тупм’о) = 1,001 тупм(о,                                  (1)

где тупм(/) - измеренное значение массы нефтепродукта по цифровому табло весового терминала УПМ 2000;

Значение относительной погрешности измерения массы нефтепродукта вычисляют по формуле 2

бт„, = ^сдвд-тупм-,,, j _{0() %} ,                          ₍₂₎

^тУПМ'(0

где тсдк(1) - масса нефтепродукта по показаниям комплекса, кг.

• 5.4.3.2 Объем нефтепродукта в мернике УПМ 2000 с учетом поправки (Уупмчо) для каждого налива (/) вычисляют по формуле 3 (в случае применения другого поверочного оборудования в эксплуатационной документации на которое указан иной способ вычисления действительного значения объема, пользуются им)

Vупмчо = Vупм(/) + VynM(0’3L-(t(i)-20) ,                  (3)

где Уупм(/) - объем нефтепродукта в мернике УПМ 2000 по показаниям шкалы установленной на горловине мерника, дм³(л);

L-0,000012 °C-';

tynM(n - температура нефтепродукта в мернике УПМ 2000, °C.

Значение относительной погрешности измерения объема нефтепродукта для каждого налива вычисляют по формуле 4

• 6.1  Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

  наносится

• 6.2  При положительных результатах поверки знак поверки

в соответствующий раздел паспорта и/или на бланк свидетельства о поверке.

• 6.3  При отрицательных результатах поверки оформляют извещение о непригодности к применению.

7.1 Для исключения возможности непреднамеренных и преднамеренных изменений измерительной информации, счетчик, входящий в состав комплекса, пломбируются в соответствии с эксплуатационной документацией на него. Схемы пломбировки комплекса от несанкционированного доступа представлены на рисунке 1.

Рисунок 1 - Пломба поверителя, препятствующая демонтажу счетчика-расходомера массового

8