Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»» (МП НА.ГНМЦ.0135-16 )

УТВЕРЖДАЮ

Директор

М.С.Немиров 2016 г.

О!Г|НМЦ АО «Нефтеавтоматика»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0135-16 МП

Казань 2016

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Крайнов М.В.,

Целищева Е.Ю.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (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 (ПО) СИКН (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 СИКН (п.п. 6.4.1);

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

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

• 2.1 Рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002;.

• 2.2 Рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ±0,1 кг/м³.

• 2.3 Рабочий эталон вязкости жидкостей 2 разряда по ГОСТ 8.025-96.

• 2.4 Рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013.

• 2.5 Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39214-08).

• 2.6 Калибратор давления модульный MC2-R (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28899-05).

• 2.7 Калибратор температуры АТС-140В (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 20262-07).

• 2.8 Магазин сопротивлений Р4831 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 6332-77)

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

• 2.10 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые: в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

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

• - СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»;

• - СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования»;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

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 ПК «Сгороэ».

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора нажать кнопку «Сервис». В открывшемся окне в нижней части экрана приведены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения А:

• - идентификационное наименование ПО;

• - цифровой идентификатор (контрольная сумма) ПО.

Для определения цифрового идентификатора ПО нажимают кнопку «Проверить», расположенную напротив наименования соответствующего метрологически значимого ПО. По нажатию кнопки открывается служебная подпрограмма для получения цифрового идентификатора. Полученный цифровой идентификатор заносят в протокол.

К метрологически значимой части ПО относятся следующие модули: «doc.exe», «poverka.exe», «dens.exe».

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных конфигурационного файла контроллера FloBoss S600.

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

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).

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

• 6.4.2 Определение пределов допускаемой 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 брутто нефти равна пределу допускаемой погрешности счетчиков-расходомеров массовых.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти определяют в соответствии с МИ 3151-2008 либо МИ 3272-2010.

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

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

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

(1)

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды вычисляют по формуле

5/2

где R_B и г_в - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой долр воды, берут из ГОСТ 2477-65, % массы.

Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, AW_n, % массы, вычисляют по формуле _iW„-__±S±I,

где R_n и г_п - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой долр механических примесей, берут из ГОСТ 6370-83, % массы. Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли хлористых солей, AW_XC, % массы, вычисляют по формуле

V2

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой долр хлористых солей, % массы.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г, % массы. Значение сходимости г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в % массы по формуле

Р

где г_хс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³.

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 № 1815 от 02.07.2015 г. 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 свидетельствам о поверке на преобразователи расхода);

• - идентификационные признаки программного обеспечения СИКН.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г..

Приложение А

(рекомендуемое) Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКН

Протокол №

Подтверждения соответствия ПО СИКН

Место проведения поверки:__________________

Наименование СИ:_______________________

Заводской номер: №_______________________

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

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)                  (инициалы, фамилия)

Дата          «______»   _____________ 20___г.

поверки:

40