Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №115 ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш»» (НА.ГНМЦ.0495-20 МП)

СОГЛАСОВАНО

Директор ОП ГНМЦ АО «Н

теавтоматика»

В. Крайнов

2021 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти

СИКН №115 ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0495-20 МП

с изменением №1

Казань 2021

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти СИКН №115 ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш» (далее - СИКН) и устанавливает методику её первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

Примечание: Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки. Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКН. Если очередной срок поверки средств измерений (далее - СИ) из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, или появляется необходимость проведения внеочередной поверки СИ, то поверяется только это СИ, при этом внеочередную поверку СИКН не проводят.

1 Операции поверки

Таблица 1 - Операции поверки

Поверку СИКН прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 2.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (установка трубопоршневая) в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений массы и объема жидкости в потоке (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 7 февраля 2018 г. №256.

• 2.2 Эталон единицы силы постоянного тока 1 разряда в диапазоне значений 0,5...20 мА, соответствует уровню 1 разряда по ГОСТ 8.022-91 «ГСИ. Государственный первичный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1*10'¹⁶ до 30 А».

• 2.3 Рабочий эталон частоты в диапазоне значений 1...4х1О¹⁰ Гц, соответствует уровню по ГОСТ 8.129-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты». Относительная погрешность по частоте ±5,0*10'¹⁰.

• 2.4 Средства поверки в соответствии с документами на поверку измерительных компонентов (средств измерений), входящих в состав СИКН

• 2.5 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик (далее - MX) поверяемых средств измерений (далее- 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 15.12.2020 № 534;

• - 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 №1479 от 16.09.2020 г.;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

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

Раздел 3 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 4.1 Поверка СИКН проводится в условиях эксплуатации.

• 4.2 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 4.3 Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2 - Характеристики СИКН

4.4 Условия определения MX измерительных каналов (далее - ИК) силы

тока, частоты и количества импульсов:

• - температура окружающего воздуха, °C

  от 18 до 28

  от 30 до 80

  от 84 до 106

• - относительная влажность воздуха, %

• - атмосферное давление, кПа

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 эксплуатационной документации;

• - на элементах СИКН не должно быть механических повреждений, ухудшающих внешний вид и препятствующих к применению;

• - надписи и обозначения на измерительных компонентах системы должны быть читаемыми и соответствовать технической документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО контроллера FloBoss S600+ (далее - контроллер).

Проверка идентификационных данных ПО контроллера FloBoss S600+ проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для трех контроллеров:

Из основного меню выбрать пункт:

5* SYSTEM SETTINGS

В открывшемся меню выбрать пункт:

7* SOFTWARE VERSION

Нажимать стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL

FILE CSUM

Считать цифровой идентификатор ПО (SW).

Нажимать стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL

APPLICATION SW

Считать цифровой идентификатор ПО (идентификационный номер).

Занести информацию из этих страниц в таблицу А.2 протокола поверки (Приложение А).

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированных рабочих местах оператора (далее по тексту - АРМ оператора).

Для проверки идентификационных данных (признаков) ПК «Cropos» необходимо выполнить следующие действия:

• - в основном меню нажать кнопку «Настройки»;

• - в выпавшем подменю нажать кнопку «Настройка системы»;

• - в нижней правой части открывшегося окна нажать кнопку «Проверить»;

• - в открывшемся окне нажать кнопку «Обновить»;

• - занести информацию в соответствующие разделы протокола с дисплея АРМ оператора, отображающего идентификационную форму ПК «Cropos», содержащая наименование, номер текущей версии и контрольную сумму метрологически значимой части ПК «Cropos».

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

При опробовании проверяют работоспособность СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора, формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, формируется отчет (двухчасовой или сменный), отсутствуют сообщения об ошибках работы СИКН.

Пункт 6.3 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.4 Определение MX СИКН.

• 6.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа СИКН, наличие сведений о поверке в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений с действующим сроком поверки у проверяемых СИ. В случае отсутствия сведений о поверке на контроллеры измерительные FloBoss S600+ выполняют операции по п.п. 6.4.2 - 6.4.5 настоящей методики поверки соответственно.

Пункт 6.4.1 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.4.2 Определение MX ИК силы тока

Чтобы определить MX, необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для трех контроллеров FloBoss S600+, переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее в следующей последовательности:

Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

В открывшемся меню выбирают пункт:

1* ANALOG INPUTS

Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. ADC 05-ADC05

Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

На входе измерительного канала силы постоянного тока при помощи эталона задают значение входного сигнала силы постоянного тока 1_зад, соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение входного сигнала с дисплея контроллера 1_ИЗМ. Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона измерений, включая крайние точки диапазона.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки « А » и « ▼ » на навигационной клавише).

Погрешность, приведенную к диапазону измерений L, у, %, вычисляют по формуле

_у=!2а±з“-1₀₀,                                   (1)

Результаты определения MX считаются положительными, если погрешность при измерении силы постоянного тока не превышает ±0,04 %.

• 6.4.3 Определение MX ИК частоты

Чтобы определить MX, необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для трех контроллеров FloBoss S600+, переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее в следующей последовательности:

Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

В открывшемся меню выбирают пункт:

4* FREQUENCY INPUTS

Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. FREQ 01 -FRQ01

Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

На вход измерительного канала частоты при помощи эталона задают значения выходного сигнала частоты f_3an, соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение выходного сигнала с дисплея контроллера f_M3M. Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона измерений, включая крайние точки диапазона.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

Абсолютную погрешность измерения частоты Д_б, %, вычисляют по формуле:

Аб⁼^зад^_^изм>                                           (2)

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении не превышает ±0,1 Гц.

• 6.4.4 Определение MX ИК количества импульсов

Чтобы определить MX, необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для трех контроллеров FloBoss S600+, переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее в следующей последовательности:

Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

В открывшемся меню выбирают пункт:

4* PULSE INPUTS

Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

1. PIP 01 -PIP01

Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

На вход измерительного канала счета импульсов при помощи эталона задают пачку импульсов 1\1_зад не менее 10000 импульсов при частоте соответствующей рабочей частоте контроллера. Проверку проводят для трех частот: 100, 5000 и 10000 Гц. Считывают значение измеренного количества импульсов с дисплея контроллера Ы_изм.

Рассчитывают абсолютную погрешность измерения количества импульсов по формуле:

Д/у=М_ИЗм ~ М₃ад,                                    (3)

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении количества импульсов не превышает ±1 на 10000 импульсов.

• 6.4.5 Определение погрешности вычисления массы, объема, расхода нефти.

• 6.4.5.1 При подготовке к поверке контроллера для определения погрешности вычислений массы, объема, расхода нефти в память контроллера вводят следующие параметры:

• - значения коэффициентов преобразования ПР;

• - значения коэффициентов преобразования плотности, взятые из сертификатов на преобразователи плотности;

-диапазоны измерений преобразователей температуры (°C), давления (МПа) и влагосодержания (% об.);

• - плотность воды, содержащейся в нефти (кг/м³).

• 6.4.5.2 На вход контроллера подают пачку импульсов с частотой следования импульсов 5000 Гц, количество импульсов должно быть не менее 50000.

• 6.4.5.3 Определение погрешности вычисления объема нефти. Для имитации сигналов преобразователя плотности вводят значение плотности с клавиатуры контроллера.

Погрешность вычисления объема 5_V определяют в процентах по формуле (4)

где V_e - значение объема по показаниям контроллера, м³; Vp - расчетное значение объема, м³.

где N - количество импульсов, накопленное ТПР, имп.;

К- коэффициент преобразования ТПР, введенный в память контроллера, имп/м³. Число измерений не менее трех.

Результаты поверки считаются положительными, если рассчитанная погрешность 5_V не превышает ±0,01 %.

• 6.4.5.4 Погрешность вычисления массы брутто определяют в процентах по формуле

  (6)

М- -М.

<5  ₌_о*----<р₁₀₀

М.

ор

где Мбв - значение массы брутто по показаниям контроллера, т; М_бр - расчетное значение массы брутто, т.

Расчетное значение массы брутто вычисляют по формуле M_dp = v„ _Рпр ю-^}.

где рпр - значение плотности, приведенное к условиям ТПР, кг/м³.

Значение плотности, приведенное к условиям ТПР, кг/м³, определяют по формуле где р_с - плотность жидкости при стандартных условиях;

Спр - коэффициент коррекции объема жидкости по температуре;

(3 - коэффициент сжимаемости жидкости;

Рпр - давление в ТПР, МПа.

Коэффициент коррекции объема жидкости по температуре рассчитывают по формуле:

- в случае если за значение стандартной температуры принимают 15 °C Сдр = ехр| -а(Гдр -)(1 +[о,8 а(Гдр ~^стд )J) |

где а - коэффициент объемного расширения жидкости, 1/°С;

tnp - температура в ТПР, °C;

tc-гд- стандартная температура, °C.

- в случае если за значение стандартной температуры принимают 20 °C (10) — ехр( —а (/др — Г_от ) —8а (Гдр —    )-0.8а (Гпр~

Коэффициент объемного расширения жидкости определяют в соответствии

с Таблицей 4.

Таблица 4 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности

Коэффициент сжимаемости жидкости определяют по формуле

„        ,                         0.87096 10⁶  4,2092 tnpio³

Д = ехр -1.620S0 + 2.1592 tnplO 4--=»---+

L

вычисления коэффициента преобразования (импульс-фактора) объемного преобразователя расхода (далее - ОПР).

В память контроллера с клавиатуры или при помощи ПО Config 600 вводят, как условно-постоянные величины, следующие параметры:

• - диапазоны измерений преобразователей давления:

• •     на входе ТПУ;*

• •     на выходе ТПУ;*

• •     на участке поверяемого ОПР;

• - диапазоны измерений преобразователей температуры:

  на входе ТПУ*

  на выходе ТПУ;*

  на участке поверяемого ОПР;

  объем калиброванного участка ТПУ при стандартных (нормальных)

  условиях;

стандартную (нормальную) температуру калибровки ТПУ; стандартное (нормальное) давление калибровки ТПУ;

давление насыщенных паров (при отсутствии данных должно быть

коэффициент кубического расширения материала стенок (для шарового ТПУ) или коэффициент квадратичного расширения материала стенок (для компакт-прувера);

внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ;

модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ; толщину стенок калиброванного участка ТПУ;

тип таблицы для жидкостей (для автоматического выбора контроллером специфических коэффициентов при расчете коэффициента объемного расширения в зависимости от типа жидкости - приведены в Таблице А.1 приложения А);

плотность среды в ОПР, приведенную к стандартным (нормальным) условиям;

коэффициент преобразования ОПР;

стандартную (нормальную) температуру;

количество измерений при поверке (не менее трех).

Примечание* - Допускается использовать один комплект измерений температуры и давления среды для ТПУ и компакт-прувера; в этом случае в память контроллера вводится один диапазон измерений температуры и один диапазон измерений давления.

Дополнительно, при использовании компакт-прувера, вводят следующие параметры:

коэффициент линейного расширения материала инварового стержня компакт-прувера;

температуру окружающего воздуха для компакт-прувера;

В память контроллера с клавиатуры или при помощи ПО Config 600 вводят следующие параметры:

При вводе значений температуры и давления среды для ОПР и ТПУ необходимо учитывать погрешность измерительных каналов контроллера задействованных в измерении этих параметров. Вводимое значение рассчитывают по формуле

где х - вводимое в память контроллера значение температуры или давления;

Хтаь - значение температуры или давления из рабочего диапазона для определения погрешности вычисления коэффициента преобразования;

у_х - предел приведенной погрешность контроллера по каналу измерения величины х;

D_x - диапазон измерений величины х.

На вход контроллера по каналу измерения объемного расхода ОПР задают импульсный сигнал частотой соответствующей рабочему диапазону частот ОПР. Детекторные входы контроллера подключают к дискретным выходам эталонного прибора, который будет осуществлять имитацию срабатывания детекторов через заданное количество импульсов, которое должно быть не менее 10000.

С клавиатуры контроллера начинают выполнение алгоритма поверки. В тот момент, когда алгоритм поверки достигает стадии счета импульсов, запускают эталонный прибор, который осуществляет имитацию срабатывания детекторов через заданное количество импульсов. Данную процедуру выполняют количество раз соответствующее ранее введенному значению количества измерений (для шарового ГПУ) или количеству измерений, умноженному на количество проходов поршня (для компакт-прувера). Записывают коэффициент преобразования ОПР, полученный в результате выполнения алгоритма поверки из распечатанного отчета о поверке или с дисплея контроллера.

Вычисляют расчетный коэффициент преобразования ОПР по формуле

где N - количество импульсов, задаваемое на вход контроллера счетчиком импульсов;

Сим - коэффициент коррекции объема жидкости в ОПР по температуре; Cplm - коэффициент коррекции объема жидкости в ОПР по давлению;

V_o - объем калиброванного участка ПУ для условий калибровки, м3;

Ctsp - коэффициент коррекции объема ПУ по температуре;

CpsP - коэффициент коррекции объема ПУ по давлению;

CtlP - коэффициент коррекции объема жидкости в ПУ по температуре;

Cplp - коэффициент коррекции объема жидкости в ПУ по давлению.

В расчетах использовать значения температуры и давления без учета приведенной погрешности контроллера по каналу температуры или давления, а количество импульсов - заданное на эталонном приборе.

Вычисляют относительную погрешность рассчитанного контроллером коэффициента преобразования ОПР (включая погрешности задействованных измерительных каналов) по формуле

KF^-KF^

—----“*-100.

Вышеуказанные измерения и расчеты проводят для двух наборов (максимальных и минимальных) значений температур, давлений и частоты импульсов ОПР из их рабочего диапазона.

Результаты поверки считаются положительными, если относительная погрешность рассчитанного контроллером значения коэффициента преобразования ОПР для каждого набора данных не превышает ±0,025%.

• 6.4.6 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти СИКН

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН, 5М_бр, %, вычисляют по формуле

5М_бр=±1,1 /5V²+G²-(6p²+p²-10⁴Atp)+p²-10⁴Atv+6N²             (15)

где 5V - относительная погрешность измерений объема нефти, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений объема ПР всех измерительных линий (по свидетельствам о поверке ПР);

$р - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

Atp - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователями температуры, установленных в блоке измерений показателей качества нефти СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

Atv - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователями температуры, установленных на измерительных линиях СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения которого приведены в таблице 3 настоящей методики поверки;

5N - относительная погрешность контроллера, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности контроллера (по п.6.4.2 данной методики);

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1+2₽t_v

1+2pt_p'

• - температура нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальной температуре нефти в измерительных линиях, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки;

• - температура нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной температуре нефти в блоке измерений показателей качества нефти, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки.

Относительную погрешность измерений плотности нефти 8р, %, вычисляют

по формуле

Таблица 4 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её

плотности

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

• 6.4.7 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИ КН

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

N

предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (20), %;

абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (20), %; абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (20), %;

массовая доля воды в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во

время проведения поверки;

массовая доля механических примесей в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

W_xc=0,1 ±2,                          (19)

”хс

где <р_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

р_хс - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

Абсолютную погрешность измерений массовых долей воды, механических примесей, и хлористых солей в нефти в лаборатории (А, %) вычисляют по формуле

где R, г - воспроизводимость и повторяемость (сходимость) метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 21534-76, ГОСТ 6370-83, %.

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

(21)

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

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 Сведения о результатах поверки направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 7.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца системы оформляется свидетельство о поверке. На свидетельство о поверке системы наносится знак поверки.

В случае выполнения операций по п.п. 6.4.2 - 6.4.5 настоящей методики поверки пломбировка ИВК осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

В случае метрологического отказа измерительных каналов, выясняются и устраняются его причины, после чего проводится внеочередная поверка СИКН в объеме определения MX отказавших ИК.

При проведении внеочередной поверки СИКН в объеме отдельных ИК в действующий период свидетельства о поверке СИКН, оформляется протокол поверки в части проведенной поверки по п.п.6.4.2 - 6.4.5 настоящей методики поверки (в зависимости от типа поверяемого канала). В разделе «Заключение» протокола делают вывод о годности (негодности) поверенных ИК, входящих в состав СИКН, к дальнейшей эксплуатации. При положительных результатах поверки отдельных ИК переоформляют свидетельство о поверке на СИКН, в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России №2510 от 20.10.2020 г. с указанием даты действия переоформленного свидетельства о поверке не позднее даты действия предыдущего свидетельства о поверке СИ КН. К свидетельству о поверке системы прикладывают перечень ИК и измерительных компонентов, входящих в состав СИКН, протоколы поверки СИКН в части отдельных ИК и действующий протокол поверки, полученный при предыдущей поверке СИКН.

• 7.4 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают и выписывают извещение о непригодности к применению.

Раздел 7 (Измененная редакция, Изм. №1)

Приложение А

(рекомендуемое) Форма протокола поверки СИКН

Протокол N2_______________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН №115 ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш»

номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Диапазон измерений: ____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти в диапазоне измерений, не более, %:__________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в диапазоне измерений, не более, %:__________________________________________

Заводской номер: _________________________________________________________

Принадпежит: ____________________________________________________________

Место проведения поверки:_________________

Поверка выполнена с применением эталонов:__________________________________

___________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки: ________________________________________________________

Условия проведения поверки СИКН:

Температура окружающей среды:__________

Атмосферное давление:___________________

Относительная влажность:________________

Результаты поверки:

1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)__________________________________

(соответствует/не соответствует)

2. Подтверждение соответствия ПО СИКН (п.6.2 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО контроллеров

• 3. Опробование (п. 6.3 МП)_____________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение MX СИКН (п. 6.4 МП)

4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН (п. 6.4.1 МП)

Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН:

4.2. Определение MX ИК силы тока (п. 6.4.2 МП)

Аналоговый вход________

4.3 Определение MX ИК частоты (п. 6.4.3 МП)

Частотный вход________

• 4.4 Определение MX ИК количества импульсов (п. 6.4.4 МП)

Импульсный_______

• 4.5 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти (п. 6.4.6 МП).

• 4.6 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти (п. 6.4.7 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №115 ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш» признана годной/не годной к эксплуатации

Должность лица проводившего

поверку:

18