Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «МНКТ» при УПС «Исанбай» ОАО «АНК «Башнефть»» (МП НА.ГНМЦ.0065-15)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань         л

М.С.Немиров

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «МНКТ» при УПС «Исанбай» ОАО «АНК «Башнефть»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0065-15МП

с изменением № 1

Казань 2016

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

(ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»)

Аттестат аккредитации № RA.RU.311366

Володин М.А.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой ООО «МНКТ» при УПС «Исанбай» ОАО «АНК «Башнефть» (далее - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Межповерочный интервал СИКНС: один год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.1);

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СИКНС (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 СИКНС (п.п. 6.4.1);

  • 1.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти (п.п. 6.4.2).

  • 1.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п.п. 6.4.3).

• 2.1 Поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002.

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

• 2.3 Плотномер МД-02 (Госреестр № 28944-08).

• 2.4 Устройство для поверки влагомеров УПВ (ТУ 4318-021-25567981-2002).

• 2.5 Калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07).

• 2.6 Калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

• 2.7 Другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

• 2.8 Допускается применять аналогичные по назначению средства поверки, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной инструкции.

При проведении поверки соблюдают требования, установленные:

• - в области охраны труда и промышленной безопасности: Трудовой Кодекс РФ, «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013г. № 101;

• - в области пожарной безопасности: «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 25.04.2012 №390;

• - в области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок: «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правила устройства электроустановок», утвержденью приказом Минтруда России от 24.07.2013 г. № 328Н;

• - в области охраны окружающей среды: Федеральным законом «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ.

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

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

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) клейм на СИ, входящие в состав СИКНС.

6.1. Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям:

• - комплектность СИКНС должна соответствовать технической документации;

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

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

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПК «Cropos»:

Для проверки идентификационных данных (признаков) ПК «Cropos» необходимо в основном меню нажать кнопку «Настройки», а затем в появившемся окне нажать кнопку «Проверить CRC», (кнопка может располагаться непосредственно в основном меню). После этого на дисплее АРМ оператора отобразится идентификационная форма ПК «Cropos», содержащая наименование, номер текущей версии и контрольную сумму метрологически значимой части ПК «Cropos».

• 6.2.2   Проверка идентификационных данных ПО контроллеров измерительно-вычислительных OMNI-6000 (основной/резервный):

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

С помощью кнопок на передней панели контроллера перейти из главного меню в меню «System settings», затем «Module S-ware Н-ware». На экране контроллера появится меню, в котором указаны номер версии и контрольная сумма CRC-16 флэш-памяти контроллера, хранящей операционную систему (см. рисунок 1).

Рисунок 1. Вид окна «System settings. Module S-ware Н-ware»

• 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКНС и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 и п.6.2.2, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКНС 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 СИКНС.

• 6.4 Определение MX

6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 1

Таблица 1 - Перечень НД на поверку СИ

Допускается применение других методик поверки на СИ, утвержденных в установленном порядке.

(Измененная редакция, Изм. №1)

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

При прямом методе динамических измерений погрешность измерений массы сырой нефти равна пределу допускаемой относительной погрешности

счетчика-расходомера массового.

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

• 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти вычисляют по формуле

где ЗМ_Н - относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти, %; SM_6p - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %; zl/V_e - абсолютная погрешность определений массовой доли воды, %; л\Л/_п - абсолютная погрешность определений массовой доли механических примесей, %;

лИ/_хс - абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей, %.

Значения пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти не должны превышать ± 0,4 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями правил по метрологии ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Поверка средств измерений. Организация и порядок проведения». На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКНС указывают:

• -  наименование измеряемой среды;

• -  значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти, и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельству о поверке на преобразователи расхода).

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с ПР 50.2.006-94.

7