Методика поверки «СИСТЕМА АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ УЧЁТА ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ГРП АРХАНГЕЛЬСКОЙ ТЭЦ» (МП ЖАЯК.425000.030 )

СОГЛАСОВАНО

Генеральный директор

.В. 11рокопов

2015 г.

УТВЕРЖДАЮ Директор

С И СТ Е М А А ВТО М АТ И 3 И РО В А Н Н А Я УЧЁТА ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ГРП АРХАНГЕЛЬСКОЙ ТЭЦ

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

Ж АЯ К.425000.030 МП

2015 г.

Настоящая методика поверки устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверок Системы автоматизированной учёта природного газа на ГРП Архангельской ТЭЦ (Далее по тексту - АСУ Г).

• 1.1 Поверке подлежит АСУГ в соответствии с перечнем измерительных каналов (ИК), приведенным в Приложении А.

• 1.2 Первичную поверку АСУГ выполняют перед вводом в эксплуатацию, а также после ремонта.

• 1.3 Периодическую поверку АСУГ выполняют в процессе эксплуатации через установленный интервал между поверками.

• 1.4 Интервал между поверками АСУГ - 2 года.

• 1.5 Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав АСУГ, поверяют с интервалом между поверками, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки какого-либо СИ наступает до очередного срока поверки АСУГ, поверяется только это СИ. При этом поверка АСУГ (в том числе в части измерительного канала, в состав которого входит это СИ) не проводится.

• 1.6 Замена СИ, входящих в состав измерительных каналов (далее - ИК) АСУГ, на аналогичные допускается при наличии у последних действующих свидетельств о поверке. При этом поверка АСУГ (в том числе в части ИК, в состав которого входит это СИ) не проводится.

• 1.7 Допускается проведение поверки отдельных измерительных каналов из состава АСУГ в соответствии с заявлением ее владельца.

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

При проведении поверки применяют средства измерений, указанные в таблице 2.

Таблица 2 - Средства поверки

При проведении поверки должны соблюдаться рабочие условия эксплуатации компонентов, входящих в состав АСУГ в соответствии с НД на эти компоненты.

При проведении поверки необходимо соблюдать требования безопасности, предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утвержденных приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 24.07.2013г. №328н), ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 22261-94 и указаниями по безопасности, оговоренными в технических описаниях, руководствах по эксплуатации на измерительные компоненты АСУГ в соответствующей документации на эталоны и другие средства поверки.

Поверку СИ должен проводить персонал, соответствующий требованиям пунктов 44, 45 Приказа Министерства экономического развития РФ от 30 мая 2014 г. № 326 «Об утверждении критериев аккредитации, перечня документов, подтверждающих соответствие заявителя, аккредитованного лица критериям аккредитации, и перечня документов в области стандартизации, соблюдение требований которых заявителями, аккредитованными лицами обеспечивает их соответствие критериям аккредитации», а также изучивший настоящую методику поверки и эксплуатационную документацию АСУГ, имеющий стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, а также прошедший инструктаж по технике безопасности на рабочем месте.

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• - проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей к местам установки компонентов АСУГ, отключению в необходимых случаях СИ, входящих в состав поверяемых ИК;

• - проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и руководствами по эксплуатации применяемого оборудования;

• - средства поверки выдерживают в условиях и в течение времени, установленных в нормативных документах на средства поверки;

  ФБУ «Пензенский ЦСМ»

  АСУГ

  Методика поверки

  Лист 4 из 16

• - все средства измерений, которые подлежат заземлению, должны быть надежно заземлены, подсоединение зажимов защитного заземления к контуру заземления должно производиться ранее других соединений, а отсоединение - после всех отсоединений.

• 8 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

При проведении внешнего осмотра АСУГ проверяют:

• - отсутствие механических повреждений компонентов, входящих в состав АСУГ;

• - состояние линий связи, разъемов и соединительных клеммных колодок, при этом они должны соответствовать технической документации (ТД) на систему и не иметь повреждений, деталей с ослабленным или отсутствующим креплением;

• - наличие действующих пломб в установленных местах, соответствие заводских номеров технических компонентов АСУГ номерам, указанным в эксплуатационной документации;

• - наличие заземляющих клемм (или клемм на корпусах) шкафов с электрооборудованием, входящим в состав АСУГ.

Проверка комплектности АСУГ проводится в соответствии документом «Система автоматизированная учёта природного газа на ГРП Архангельской ТЭЦ. Формуляр. ЖАЯК.425000.030 ФО».

Считается, что проверка прошла успешно, если комплектность АСУГ соответствует требованиям документа «Система автоматизированная учёта природного газа на ГРП Архангельской ТЭЦ. Формуляр. ЖАЯК.425000.030 ФО»

Проверка результатов поверки проводится путем проверки наличия и срока действия знаков поверки СИ, входящих в состав АСУГ (см. приложение А). При этом знаки поверки должны быть нанесены на СИ и (или) на свидетельства о поверке СИ и (или) в паспорт (формуляр) СИ.

Все СИ, входящие в состав АСУГ, должны обладать действующим статусом поверки. Ежегодный контроль диафрагмы по ГОСТ 8.586.2-2005, должен быть подтвержден соответствующим документом.

• 8.4.1 Непосредственно перед выполнением экспериментальных исследований необходимо подготовить АСУГ и средства измерений к работе в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 8.4.2 Перед опробованием АСУГ в целом необходимо выполнить проверку функционирования её компонентов.

• 8.4.3 Отключить электрическое питание СПГ761 и первичных измерительных преобразователей.

• 8.4.4 Отключить первичный измерительный преобразователь от линии связи, связывающей его с корректором газа СПГ761.

• 8.4.5 Вместо первичного измерительного преобразователя подключить калибратор многофункциональный и подключить электрическое питание корректора СПГ761

• 8.4.6 Поочередно установить три значения входного сигнала, равномерно распределенных в диапазоне измерений ИК: 0%, 50 %, 100 %.

• 8.9.5 Зарегистрировать показания с выхода корректора газа СПГ 761 и сервера. Они должны соответствовать установленным значениям на входе корректора газа СПГ 761 с погрешностью, регламентированной на применяемое средство измерения MCX-II-R.

• 8.9.6 Повторить п.п. 8.4.3-8.4.5 для всех первичных измерительных преобразователей давления, разности давлений, температуры.

  ФБУ «Пензенский ЦСМ»

  АСУГ

  Методика поверки

  Лист 5 из 16

• 8.5.1  На сервере АСУГ распечатывают значения результатов измерений, зарегистрированные за полные предшествующие дню проверки сутки по всем ИК. Проверяют наличие данных, соответствующих каждому интервалу времени. Пропуск данных не допускается за исключением случаев, когда этот пропуск был обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента АСУГ.

• 8.5.2 Распечатывают журнал событий корректора газа СПГ761 и отмечают моменты нарушения связи между первичными измерительными преобразователями и сервером. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти корректора газа СПГ761 и сервере АСУГ на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

• 8.5.3 Различие результатов измерений, хранящихся в памяти корректора газа СПГ761 и сервера не должно превышать единицы младшего разряда.

Для проверки хода часов выполнить сличение показаний часов корректора газа СПГ761 и сервера с показаниями радиочасов РЧ-011. Через 24 часа повторить сличение. Различие результатов измерений интервала времени 24 часа не должно превышать ± 5 с.

• 8.7.1 Проверка наименования, идентификационного наименования и номера версии (идентификационного номера) производится для метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) в составе, приведенном в таблицах 3-6.

Таблица 3 Идентификационные данные ПО SCADA «КРУГ-2000»

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО СРВК DevLink

Таблица 5 Идентификационные данные драйвера магистрального протокола приборов «Логика» (СПТ961 и СПГ761)

Таблица 6 - Идентификационные данные ПО TimeVisor

• 8.7.2 В соответствии с указаниями инструкции оператора считывают с сервера АСУГ идентификационные наименования и номера версий программ и сличают считанные наименования програм с наименованиями программ, приведенных в таблицах 3-6, а также считанные идентификационные наименования и номера версий программ с приведенными в таблицах 3-6.

Результат проверки считается положительным, если наименования, идентификационные наименования и номер версии программ соответствуют указанным в таблицах 3-6.

• 8.7.3 Проверка цифрового идентификатора (контрольной суммы исполняемого кода) программ метрологически значимой части программного обеспечения и алгоритма вычисления цифрового идентификатора производится в следующем порядке: на сервере АСУГ запускают программу расчета контрольной суммы по соответствующему алгоритму и производят расчет контрольной суммы для файлов программ, указанных в таблицах 3-6.

Результат проверки считается положительным, если расчитанные контрольные суммы программ совпадают с приведенными в таблицах 3-6.

• 8.8.1 Определение диапазона измерений и пределов допускаемой погрешности измерений объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, проводится с помощью программного комплекса «Расходомер-ИСО» для каждой из двух измерительных линий (основной и растопочной).

• 8.8.2  При выполнении расчетов с использованием программного комплекса «Расходомер-ИСО» следует использовать данные, приведенные в Приложении Б.

• 8.8.3 Диафрагмы, установленные в основной и растопочной линии, должны проходить ежегодный контроль по ГОСТ 8.586.2-2005.

• 8.8.4 Сравнить данные, полученные с помощью программного комплекса «Расходомер-ИСО» с данными, внесенными в память корректора СПГ761, при необходимости внести изменения в корректор.

• 8.8.5 Результат считается положительным, если пределы погрешности прямой и растопочной линий не превышают ±2%, и данные, внесенные в память корректора, совпадают с данными, полученными при выполнении расчетов с использованием программного комплекса «Расходомер-ИСО».

9.1 На основании положительных результатов поверки АСУГ оформляется свидетельство о поверке по форме приложения 1а к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному Приказом Минпромторга от 02 июля 2015 г. №1815. На оборотной стороне свидетельства о поверке указывается состав АСУГ и диапазон измерений расхода природного газа.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Примечание - Если в соответствии с заявлением владельца АСУГ проведена поверка отдельных измерительных каналов из состава АСУГ с положительными результатами, в свидетельстве о поверке АСУГ обязательно должен быть приведен перечень этих измерительных каналов.

• 9.2 На основании отрицательных результатов поверки АСУГ оформляется извещение о непригодности к применению по форме приложения 2 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному Приказом Минпромторга от 02 июля 2015 г. №1815.

Приложение А

Таблица А1 - Состав ИК АСУ Г

Приложение Б

Сведения о конфигурации измерительного трубопровода основной линии приведены в таблице Б1.

Таблица Б1

Рис.Б! Схема конструкции основной линии

I

ТЧтсЪ^Паспортна^

* на стандартную диафрагму с угловым, фланцевым способом отбора переменного перепада давления

Владелец_______/ ■ . < _f Z

Измеряемая среда_____ ' * ^(е           “‘У___

'                              ■ 7^ / 7: 27

Рабочее давление, кгс/см ______ * » ^с_______________

Внутренний диаметр тр-да (ДаО.мм^    £ ?(• ____

Материал диафрагмы_________У./ A' 7-S7/ /С / _______

,       Наружный диаметр диафрагмы (Д_н._Р),мм        7^

Толщина диафрагмы (Ед),мм___             С ZZj"

Длина цилиндрической части (е),мм             > 75_____

Расчетный диаметр отверстия (dao), мм       //       ~ с ₍

ФГУ «Чувашский ЦСМ»

428038, г Чебоксары, ул.Энтузиастов, 42

Аттестат аккредитации №044 действителен до 31. 12.2013 г.

на стандартную диафрагму с угл овым, фланцевым способом отбора переменного перепада давления

Владелец                     ТЭЦ ■ fPfl__

Измеряемая среда                та?______________

Рабочее давление, кгс/см²___ _ж 4“      _____________

Внутренний диаметр тр-да (Дго).мм

Материал диафрагмы_______Т2Х18ЦЮГ

Наружный диаметр диафрагмы (Диар).мм         -T'.sx’o

Толщина диафрагмы (Ед),мм______ /I О, _____

Длина цилиндрической части (е),мм ______4 X С, 16~_______

Расчетный диаметр отверстия (da), мм       236 *0, 112

Сведения о конфигурации измерительного трубопровода растопочной линии приведены в таблице Б2.

Таблица Б2    

DNXOm

ОН ЗООмн

н¹

Место установки гильза термометра

Рис.Б5 Паспорт на диафрагму №008

^f. на стандартную диафрагму с угловым, фланцевым способом отбора переменного перепада давления

Владелец

Измеряемая среда______

Рабочее давление, кгс/см² _______

Внутренний диаметр тр-да (Д2о),мм .__

Материал диафрагмы__*

Наружный диаметр диафрагмы (Дн.р),мм Толщина диафрагмы (Ед), мм_____________

Длина цилиндрической части (е),мм_________

Расчетный диаметр отверстия (djo), мм.

Рис.Бб Паспорт на диафрагму №008

’                .  ‘                  фру «Чувашский ЦСМ»

428038, г.Чебоксары, ул.Энтузиастов, 42

. *                         Аттестат аккредитации №044 действителен до 31.12.2013 г.

на стандартную диафрагму с угловым, фланцевым способом отбора переменного перепада давления

Расчетный диаметр отверстия {d^o), мм               £^065

Результаты поверки диафрагмы