Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 582 на ЛПДС «Барабинская» ОАО «ННГ»» (МП НА.ГНМЦ.0081-15)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 582 на ЛПДС «Барабинская» ОАО «ННГ»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0081-15МП

Казань

2015

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и (или) распространен без разрешения ПАО «Нефтеавтоматика»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №582 на ЛИДС «Барабинская» ОАО«ННГ» (далее -СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

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 пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти (п.п. 6.4.2 и п.п. 6.4.3 ).

• 2.1 Передвижная поверочная установка 1 разряда с компаратором по ГОСТ Р 8.510-2002 для поверки стационарной турбопоршневой установки 2-го разряда;

• 2.2 Установка турбопоршневая стационарная «Сапфир-500» с диапазоном измеряемых расходов от 50 до 500 м³/ч и 2 разряда с пределами основной относительной погрешности ±0,1%.

• 2.3 Рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с погрешностью установленной поверочной схемой для средств измерения плотности;

• 2.4 Устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон». Диапазон установки тока от 0,5 до 20 мА, предел абсолютной погрешности - ± 0,003 мА, диапазон частот от 0 до 10000 Гц, диапазон задания количества импульсов в пачке от 1 до 16 ■ 10⁶ имп., дискретность задания периода 0,5 мкс, амплитуда выходного сигнала от 1,5 до 15 В, предел допускаемой относительной погрешности 0,001 %;

• 2.5 Рабочий эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013 с погрешностью установленной поверочной схемой для средств измерений объемного влагосодержания нефти;

• 2.6 Магазин сопротивлений Р4831-М1 с диапазон воспроизводимых значений сопротивления от 0,1 до 111111,1 Ом и классом точности 0,002 Ом;

• 2.7 Мера электрического сопротивления типа Р3030 по ГОСТ 23737-79;

• 2.8 Калибратор многофункциональный MC5-R, диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02% показания + 1,5 мкА); диапазон измерения силы постоянного тока ±100 мА, пределы допускаемой основной погрешности измерения ±(0,02% показания +1,5 мкА); воспроизведение сигналов преобразователей термоэлектрических тип К в диапазоне температур от минус 200 °C до плюс 1000 °C, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения в диапазоне температур от минус 200 °C до 0°С ±(0,1°С+0,1% показания °C), от 0°С до 1000°С ±(0,1 °C +0,02% показания °C); воспроизведение сигналов термометра сопротивления (Pt100) в диапазоне температур от минус 200°С до 850 °C, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения в диапазоне температур от минус 200 °C до 0°С ±0,1 °C, от 0 до 850 °C ±(0,1°С+0,025% показания °C)

• 2.9 Другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН;

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

• 3.1 При проведении поверки соблюдают требования, установленные:

• - Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

• - Правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - Правила устройства электроустановок.

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

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.

• 6.1 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 и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

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

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО СИКН №582.

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

На персональном компьютере, где установлено АРМ оператора, необходимо произвести следующие действия:

• 6.2.1.1 Навести курсор механического манипулятора мыши на клавишу «Контроль версии», находящейся в правом нижнем углу мнемосхемы СИКН и нажать правую кнопку. Появится окно «Контроль версии - метод CRC32». В этом окне прописаны «эталонные значения» контрольных сумм Модуля Nscada.exe , Модуля Doc.exe, Модуля Poverka.exe.

• 6.2.1.2 Для проверки контрольных сумм каждого из 3-х модулей, необходимо навести курсор на соответствующую нажав клавишу «Проверить». Появится новое окно, в котором отобразится «фактическое» значение контрольной суммы модуля, полученное программным способом.

• 6.2.1.3 Сравнить «фактическое» значение контрольной суммы с ее «эталонным» значением, указанным в описании типа СИКН.

Полученные данные, заносят в протокол по форме приложения А:

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии ПО;

- контрольная сумма ПО.

• 6.2.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 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 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень НД на поверку СИ

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

• 6.4.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

Согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при прямом методе динамических измерений погрешность измерений массы нефти равна пределу допускаемой погрешности счетчика-расходомера массового.

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

• 6.4.3 Определение пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти 5М_Н, %, вычисляют по формуле где <5М_Н - относительная погрешность измерений массы нетто нефти, %;

дМбр - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

Д И4 - абсолютная погрешность определений массовой доли воды, %,

Д W_n - абсолютная погрешность определений массовой доли механических примесей в нефти, %;

Д И/_хс - абсолютная погрешность определений массовой концентрации хлористых солей, %.

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

• 7.1 Результаты идентификации программного обеспечения оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 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 от 2 июля 2015 г. № 1815. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• -  наименование измеряемой среды;

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

• -  идентификационные данных ПО СИКН.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Приложение А

(обязательное)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

Место проведения поверки:_____________________________________________________________

Наименование СИ:___________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №______________________________________________________________

Идентификационные данные ПО______________________________;________________________:

(наименование ПО)

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

Поверителъное клеймо

Должность лица проводившего поверку:

Дата поверки:

(подпись)         (инициалы, фамилия)

«_______»     _______________ 20____г.

8