Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС» (МП НА.ГНМЦ.0070-15 )

Руководитель ГЦИ СИ ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0070-15МП

Казань

2015

Государственным центром испытаний средств измерений Обособленным подразделением Головной научный          метрологический          центр

ОАО «Нефтеавтоматика» в г.Казань

(ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань)

Номер регистрации в Государственном реестре средств измерений № 30141-10

Крайнов М.В.,

Давыдова Е.Н.,

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС (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. 6.1).

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СИКН (п. 6.2).

• 1.3 Опробование (п. 6.3).

• 1.4 Определение метрологических характеристик (далее - MX).

  • 1.4.1 Определение MX средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКН (п. 6.4.1).

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

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

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

• 2.2 Рабочий эталон объемного влагосодержания нефти 2-го разряда по ГОСТ 8.614-2013.

• 2.3 Рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;

• 2.4 Рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости не более ± 0,5 %;

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

• 2.6 Калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

• 2.7 Манометры грузопоршневые МП, класс точности 0,005.

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

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

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;

• - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

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.

• 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;

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

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПК «Cropos».

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы», в правом нижнем углу которого расположена кнопка «Проверить CRC» и отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения 1:

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии ПО.

Для определения цифрового идентификатора ПО нажимают кнопку «в правом нижнем углу которого расположена кнопка «Проверить CRC»». Полученный цифровой идентификатор заносят в протокол.

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных конфигурационного файла контроллера FloBoss S600+.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для ведущих и ведомых контроллеров.

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

• - CONFIG NAME (идентификационное наименование ПО);

• - CONFIG VERSION (номер версии ПО);

• - FILE CSUM (цифровой идентификатор ПО, параметр CFG).

Занести информацию из этих страниц в соответствующие разделы протокола.

• 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 и п.6.2.2, 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.

• 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

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

_G _1 + 2p'T_v

1 + 2f3'T_p

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 6М_Н, %, вычисляют по формуле

5МУ ₊ (AW_B)²+(AW_n)²+(AW_xc)² ,

1,lJ Г W_{g +} W_n+W I²

_ 100 _

где A W_B - абсолютная погрешность определений массовой доли воды, %;

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

AW_XC - абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей, %.

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

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИ КН в соответствии с требованиями правил по метрологии ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений». На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• - наименование измеряемой среды;

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

• - идентификационные признаки ПО СИКН.

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

Приложение 1

(рекомендуемое)

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.

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)         (инициалы, фамилия)

Дата поверки:                                                              «_____»    _____________ 20___г.

8