Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ»» (МП НА.ГНМЦ.0092-15)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика»

I* М.С. Немиров

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2052 АО «ГРИЦ»

Методика поверки НА.ГНМЦ.0092-15 МП

Казань

2015

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань (ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика») аттестат аккредитации № RA.RU.311366

Крайнов М.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на № 2052 АО «ГРИЦ»» (далее - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.1);

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКНС (п.п. 6.2);

• 1.3 Опробование (п.п. 6.3);

• 1.4 Определение метрологических характеристик (MX):

  • 1.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКНС (п.п. 6.4.1);

    относительной погрешности

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

    относительной погрешности

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

• 2.1 Передвижная поверочная установка 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013;

• 2.2 Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08), либо калибратор измерительных каналов КИК-М (Госреестр № 32639-06);

• 2.3 Рабочий эталон 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.614-2013;

• 2.4 Калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-05);

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

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

• 2.7 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 12.03.2013 г. № 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», утвержденные 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 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

Рис. 1: Вид окна « System settings. Module S-ware H-ware »

Идентификационные данные ПО заносят в протокол по форме Приложения 1.

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных программного обеспечения АРМ оператора «Кристалл».

На верхней панели развернутого окна программы необходимо перейти на вкладку «Настройки». На открывшейся вкладке нажимают кнопку «Проверка контрольных сумм метрологических кодов». В открывшемся окне приведены наименование модулей с метрологически значимой частью ПО и расположены кнопки для проверки идентификационных данных ПО, после нажатия на которые появляется окно с идентификационными данными модуля: имя файла, версия файла, контрольная сумма (Hash CRC32). Полученные идентификационные данные заносят в протокол по форме приложения А.

• 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.

• 6.4.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти.

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений массомера.

Пределы 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.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти 8М_Н, %, вычисляют по формуле

8М_Н = ±1,1 •

где 5М_С - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, значение которых принимают равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений массомера, %;

Д1//_в - абсолютная погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

V/_MB - верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

ДИ^_Г - абсолютная погрешность определения массовой доли свободного газа в сырой нефти, %;

V/_Cr - верхний предел измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти, принимаемый равным нулю;

Д1/И_рг - абсолютная погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

V/_pr - верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

ДР/_ХС - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

И7_ХС - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

ДИ/_МП - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

!У_МП - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером 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 СИКНС 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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• - наименование измеряемой среды;

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

• - идентификационные данные ПО СИКНС.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с документом «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

(рекомендуемое) Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКНС

Протокол № Подтверждения соответствия ПО СИКНС

Место проведения поверки:__________________

Наименование СИ:________________________

Заводской номер СИ: №_______________________

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

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)                  (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «_____»   _____________ 20___г.

00