Инструкция «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти No3 на ЛПДС «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика»» (НА.ГНМЦ.0378-19 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»

М.С. Немиров

&     2019 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти №3 на ЛПДС «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0378-19 МП

Казань

2019

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Сайфугалиев Б.Ш.,

Целищева Е.Ю.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №3 на ЛПДС «Ярославль» ООО «Транснефть -Балтика» (далее - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

• 1 Операции поверки

  • 1.1 При проведении поверки выполняют следующие операции, приведенные в Таблице 1.

    Таблица 1. Операции поверки СИКН

    Наименование операции	Номер пункта документа по поверке	Проведение операции при
    		первичной поверке	периодичес кой поверке
    Внешний осмотр	7.1	да	да
    Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее -ПО)СИКН	7.2	да	да
    Опробование	7.3	да	да
    Определение метрологических характеристик (далее - MX) средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКН	7.4.1	да	да
    Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти	7.4.2	да	да
    Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти	7.4.3	да	да

    1.2 Поверку СИКН прекращают при получении отрицательных результатов

при проведении той или иной операции.

• 2 Средства поверки

  • 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 СИ, входящих в состав системы.

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

• 3 Требования к квалификации поверителей

Поверку системы проводят лица, аттестованные в качестве поверителя, в соответствии с областью аккредитации в установленном порядке.

• 4 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;

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.

• 5 Условия поверки

При проведении поверки характеристики измеряемой среды и диапазон измерений расхода должны соответствовать описанию типа СИКН.

• 6 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.

• 7 Проведение поверки

7.1. 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, препятствующих применению;

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

• 7.2 Подтверждение соответствия ПО СИКН.

7.2.1 Проверка идентификационных данных ПО ПК «Cropos».

При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для рабочего и резервного автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора).

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы». В открывшемся окне в правой нижней части окна расположена кнопка «Проверить CRC32» и отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения А:

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии ПО;

• - цифровой идентификатор ПО. Для определения цифрового идентификатора ПО необходимо нажать кнопку «Проверить CRC32» в правом нижнем углу окна. В открывшемся окне «CRC» в строке «Метрологическая библиотека» в столбце «Текущее» выводится значение цифрового идентификатора ПО. Полученный цифровой идентификатор заносят в протокол.

• 7.2.2 Проверка идентификационных данных ПО измерительного контроллера FloBoss S600+ (далее - ИВК).

Проверка идентификационных данных ПО ИВК проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

С помощью кнопок на передней панели контроллера выбрать на дисплее пункт меню №5 «SYSTEM SETTINGS», далее №7 - «SOFTWARE VERSION». В открывшемся меню «VERSION CONTROL» необходимо найти страницы со следующими заголовками и номерами страниц:

-APPLICATION SW (Номер версии (идентификационный номер) ПО, страница 10);

- FILE CSUM (Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода), страница 8). На странице отобразится два значения: SW -контрольная сумма ядра ИВК и CFG - контрольная сумма конфигурационного файла. В протокол в качестве цифрового идентификатора ПО ИВК заносят значение SW.

Заносят информацию в соответствующие разделы протокола.

• 7.2.3 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН. Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 7.2.1 и п. 7.2.2, 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.

• 7.3 Опробование

При опробовании проверяют работоспособность СИ, входящих в состав СИКН, и СИКН в целом в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) формируется и отсутствуют сообщения об ошибках работы СИКН.

• 7.4 Определение MX

7.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

вычисленная по формуле (1) или по формуле (4), %;

Д Wmb - абсолютная погрешность определений массовой доли воды, %,

механических примесей в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

Wmb - массовая доля воды в нефти, %;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %.

Абсолютные погрешности измерений в лаборатории массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей определяют с учетом требований ГОСТ 33701-2015.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и при двух измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений (Д, %) вычисляют по формуле

2

где R, г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 21534-76, ГОСТ 6370-83, % массовых долей.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости г. Значение сходимости г_Хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли по формуле

Р

(8)

где Гхс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³.

Р - плотность нефти при условиях измерений хлористых солей, кг/м³

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

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

• 8.2 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. с изменениями, утвержденными приказом Минпромторга России № 5329 от 28.12.2018 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 8.3 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. с изменениями, утвержденными приказом Минпромторга России № 5329 от 28.12.2018 г.

Приложение А

(рекомендуемое) Форма протокола поверки СИКН

Протокол №______________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти №3 на ЛПДС «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика»

номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений________________

Диапазон измерений:__

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти в диапазоне измерений, не более, %:__

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в диапазоне измерений, не более, %:___________________________________________

Заводской номер:

Принадлежит: ___________________________________ИНН__________________

Место проведения поверки:________________

Средства поверки: _________________________________________________________

Методика поверки: _________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (п.7.1 МП)

• 2. Подтверждение соответствия ПО СИКН (п.7.2 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО ИВК

• 3. Опробование (п. 7.3 МП)

• 4. Определение MX (п. 7.4 МП)

4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН (п. 7.4.1 МП) Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН:

• 4.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН (п. 7.4.2 МП).

• 4.3 Определение пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН (п. 7.4.3 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти №3 на ЛПДС «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика» признана __________ к

дальнейшей эксплуатации

годной/не годной

Должность лица проводившего

поверку:                                (подпись)       (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______» _____________ 20___г.

12