Методика поверки « ИНСТРУКЦИЯ Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти No 383 на ПСП «Чернушка»» (Методика поверки НА.ГНМЦ.0154-17 МП)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0154-17МП

Казань 2017

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Крайнов М.В.,

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка» (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).

  • 1.4.4 Определение пределов допускаемых погрешностей контроллера при преобразовании входных сигналов в измеряемые величины (п.6.4.4).

• 2.1 Рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013, диапазон измерений от 40 до 500 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1%.

• 2.2 Средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

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

• 2.4 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 «Cropos».

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

На главной странице мнемосхемы технологических процессов СИКН АРМ оператора выбрать меню «Настройка/Настройка системы». На открывшейся странице в правой нижней части экрана расположена кнопка «Проверить CRC» и отображены идентификационные данные ПО, которые заносят в протокол по форме приложения А:

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии ПО.

Для определения цифрового идентификатора ПО нажимают кнопку «Проверить CRC32». 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.

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:

• - APPLICATION SW (Номер версии (идентификационный номер) ПО);

• - FILE CSUM (Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)).

Занести информацию 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

Продолжение таблицы 1.

6.4.2 Определение допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти.

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

A W_xc - абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей, %.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды вычисляют по формуле

(2)

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

Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, AW_n, % массы, вычисляют по формуле

(3)

где R_n и г_п - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей, берут из ГОСТ 6370-83, % массы.

Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли хлористых солей, AW_XC, % массы, вычисляют по формуле

(4)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли 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

с

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

Значение относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должно превышать ±0,35%.

• 6.4.4 Определение пределов допускаемых погрешностей контроллера при преобразовании входных сигналов в измеряемые величины.

Определение пределов допускаемых погрешностей контроллера при преобразовании входных сигналов в измеряемые величины проводят в соответствии с документом НА.ГНМЦ.0167-2017 «Контроллеры измерительные FloBoss S600+. Методика поверки на месте эксплуатации».

Значение приведенной к диапазону измерений погрешности преобразования входных аналоговых сигналов в значения температуры и давления не должно превышать ±0,04%.

Значение   относительной   погрешности   преобразования   входных

электрических сигналов в значение массы нефти не должно превышать ±0,01%.

Значение относительной погрешности преобразовании входных электрических сигналов в значение плотности нефти не должно превышать ±0,01%.

• 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.

(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:

40