Методика поверки «ВЯ.10.1701090.02 МП» (ВЯ.10.1701090.02 МП)

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) Федеральное бюджетное учреждение

«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»

(ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора по метрологии ~     ~”СМ»

<7      \ Д.С. Чс

•^4 >>7~-июня- '  2019 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Методика поверки

ВЯ.10.1701090.02 МП

Тюмень

2019

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Главный метролог

P.O. Сулейманов

Начальник отдела метрологического обеспечения производства

Л.А. Каражова

Инженер по метрологии

— М.Е. Майоров

Настоящая методика распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 551 ПСП «Повховская» (далее - СИКН).

Методика устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Интервал между поверками - 1 год.

В настоящем документе приняты следующие сокращения:

ИВК - контроллер измерительный FloBoss S600+;

МПР - массовый преобразователь расхода;

ПО - программное обеспечение;

СИ - средство измерений;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СОИ - система обработки информации;

ТПУ - установка трубопоршневая поверочная.

1.1 При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1. Таблица 1 - Операции поверки

2 Средства поверки

2.1 Перечень средств поверки указан в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень средств поверки

Продолжение таблицы 2

• 3.1 При проведении работ по поверке СИ, входящих в состав СИКН, необходимо выполнять требования безопасности, изложенные в следующих документах:

  • 3.1.1 Эксплуатационные документы СИ. входящих в состав СИКН;

  • 3.1.2 Эксплуатационные документы на средства поверки и вспомогательное оборудование;

  • 3.1.3 Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 551 ПСП «Повховская»;

  • 3.1.4 Методики поверки СИ, входящих в состав СИКН

• 4.1 Условия проведения поверки должны соответствовать требованиям, установленным в методиках поверки на СИ, входящих в состав СИКН.

• 5.1 Подготовка СИКН к проведению поверки производится в соответствии с требованиями документов:

• - Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 551 ПСП «Повховская»;

• - МИ 2816-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»;

• - техническая документация изготовителей средств измерений, входящих в состав СИКН.

• 5.2 При подготовке к поверке соблюдают условия, установленные в методиках поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Примечание — при подготовке к поверке на месте эксплуатации СИКН обеспечивают условия, соответствующие условиям эксплуатации соответствующих технологических блоков СИКН.

• 5.3 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:

• - демонтаж измерительного компонента СИКН (при проведении поверки не на месте эксплуатации);

• - установка и соединение с эталонными и вспомогательными СИ;

• - проверка защитного заземления компонентов, работающих под напряжением;

• - проверка герметичности (отсутствие протечек) системы;

• - установка нуля, конфигурирование сигналов (при необходимости).

• 6.1 Проверка технической документации

  • 6.1.1 Проверяется наличие эксплуатационных документов на СИКН и средства измерений. входящие в состав СИКН (если предусмотрено изготовителем):

• - Паспорта средств измерений;

• - Инструкции (руководства) по эксплуатации;

• - Формуляры;

• 6.1.2 Проверяется соответствие настроечных параметров (диапазоны измерений, коэффициенты преобразования, константы), указанных в формулярах средств измерений, данным, внесенным в память СОИ.

• 6.1.3 При взаимном соответствии технических данных, содержащихся в документации, и настроечных параметров СИКН измерительная система считается готовой к проведению поверки.

• 6.2 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

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

• - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.3 Подтверждение соответствия программного обеспечения

Подлинность и целостность программного обеспечения (далее - ПО) СИКН проверяют сравнением идентификационных данных ПО (контрольной суммы, номера версии и идентификационного наименования) с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и отраженными в описании типа СИКН.

Для просмотра идентификационных данных ПО контроллера измерительного «Flo-Boss S600+» на панели контроллера из основного меню выбирают пункт 5* SYSTEM SETTINGS, выбирают пункт меню 7* SOFTWARE VERSION, нажав на навигационную кнопку «►» до появления страницы данных с цифровым идентификатором.

Для просмотра контрольной суммы ПО конфигурации необходимо на панели контроллера «FloBoss S600+» выбрать последовательно кнопку 5* SYSTEM SETTINGS, выбрать пункт меню 7* SOFTWARE VERSION и 5 раз на навигационную кнопку «►».

Для идентификации данных ПО автоматизированного рабочего места АРМ оператора «TPPN SIKN» необходимо «нажать» кнопку «КОНТРОЛЬ» в правом нижнем углу монитора АРМ оператора.

Результаты проверки считают положительными, если идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в описании типа СИКН.

• 6.4 Опробование

Опробование проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При опробовании проверяют работоспособность средств измерений СИКН без определения метрологических характеристик. Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в журнале событий отсутствует информация о сбоях систем СИКН.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

  • 6.5.1 Определение абсолютной погрешности измерения плотности

    • 6.5.1.1 Поверку проводят без демонтажа преобразователя плотности в одной точке диапазона измерений, соответствующей текущему значению плотности измеряемой среды в блоке измерений показателей качества нефти (БИК).

    • 6.5.1.2 Для обеспечения достоверной работы ИВК в режиме «горячего резервирования» значения плотности в рабочих условиях допускается одновременная работа двух ИВК. При невозможности (нецелесообразности) одновременного снятия информации с двух ИВК определение абсолютной погрешности измерения плотности проводят дважды: сначала проводят операции поверки для измерительного канала с участием основного ИВК, а затем повторяют операции для измерительного канала с участием резервного ИВК.

    • 6.5.1.3 Перед проведением поверки в технологическую схему БИК подключают эталонное средство измерений, используя штатные устройства, обеспечивающие последовательное размещение эталонного и поверяемого средств измерений в потоке измеряемой среды.

    • 6.5.1.4 Поверку проводят в соответствии с порядком, изложенным в МИ 2816-2012. Абсолютную погрешность измерения плотности определяют по формуле:

      (1)

где р - значение плотности в рабочих условиях по показаниям с отсчетного устройства (дисплея) ИВК, кг/м';

ро- значение плотности по показаниям эталонного средства измерений, кг/м'.

• 6.5.1.5 Результат поверки считают положительным, если абсолютная погрешность измерений плотности не превышает ±0,3 кг/м³ для измерительных каналов плотности, включающих основной и (или) резервный ИВК.

• 6.5.2 Определение абсолютной погрешности измерения температуры

  • 6.5.2.1 Перед проведением работ производят демонтаж датчика температуры (термопреобразователя сопротивления в сборе с измерительным преобразователем dTRANS Т01) и переносят его из взрывоопасной зоны в помещение (зону), в котором отсутствует взрывоопасная среда и температура окружающего воздуха находится в пределах от +5 до ±40 °C. Размещают датчик температуры в термостатируемом блоке эталонного средства измерений и производят подключение датчика температуры к вторичной части измерительного канала, используя по возможности существующую линию связи.

  • 6.5.2.2 Абсолютную погрешность определяют в следующих температурных точках: ±10, ±20, ±30 и ±40 °C. Допускаемое отклонение температуры от номинального значения не должно превышать ±1 °C, при этом температура должна находиться в пределах установленного диапазона.

  • 6.5.2.3 С целью обеспечения достоверной работы измерительного канала в режиме горячего резервирования выполняют требования по п. 6.5.1.2 настоящей методики.

  • 6.5.2.4 В соответствии с эксплуатационной документацией эталонного средства измерений устанавливают первую температурную точку ±10 °C. После стабилизации заданной температуры и установления теплового равновесия между эталоннььм термометром, датчиком температуры и термостатирующей средой снимают значения температуры с монитора АРМ оператора Л, °C и с эталонного термометра to,, °C

Абсолютную погрешность измерения температуры определяют по формуле:

(2)

где 6- значение температуры, считанное с отсчетного устройства (дисплея)

ИВК, °C;

t₍₎, - значение температуры, считанное с отсчетного устройства эталонного средства измерений, °C.

Повторяют измерения для остальных температурных точек.

• 6.5.2.5 Результат поверки измерительного канала считают положительным, если значение абсолютной погрешности в каждой температурной точке не превышает ±0,2 °C для измерительных каналов температуры, включающих основной и (или) резервный ИВК.

• 6.5.3 Поверка средств измерений из состава СИКЛ

Поверка средств измерений (измерительных компонентов), установленных в СИКН, осуществляется по методикам, указанным в описаниях их типов. Перечень методик, по которым осуществляется поверка компонентов СИКН, приведен в таблице 3.

Таблица 3 - Перечень НД на методики поверки СИ

• 6.5.4 В случае положительного результата делают вывод о подтверждении соответствия СИКН установленным метрологическим требованиям и пригодности к дальнейшему применению с пределами допускаемой относительной погрешности измерения массы брутто нефти ± 0.25 %, массы нетто нефти ± 0,35 %.

• 7.1 Результаты комплектной поверки оформляют в виде протоколов:

  • 7.1.1 Результаты определения абсолютной погрешности измерения плотности оформляют в форме приложения А настоящей методики;

  • 7.1.2 Результаты определения абсолютной погрешности измерения температуры оформляют в форме приложения Б настоящей методики.

• 7.2 Результаты поэлементной поверки средств измерений, входящих в состав СИКН, оформляют в соответствии с требованиями соответствующих разделов нормативных документов по поверке, приведенных в таблице 3 настоящей методики.

• 7.3 При наличии действующих положительных результатов поверки всех измерительных компонентов на момент проведения поверки СИКН результат поверки СИКН считают положительным.

• 7.4 При положительном результате поверки СИКН оформляют свидетельство о поверке.

  7.5 На оборотной стороне свидетельства о поверке указывают:

• - диапазон массового расхода по СИКН (указывается исходя из диапазонов расхода, в которых поверены МПР);

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти;

7.6 При отрицательном результате поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности.

Приложение А Форма протокола определения абсолютной погрешности измерения плотности

ПРОТОКОЛ №____________от__

Канал измерений в составе:

• 1. Средство измерений: преобразователь плотности типа 7835 из состава плотномера фирмы Шлюмберже.

Номер по Государственному реестру СИ РФ: 13424-92

Заводской (серийный) номер:__

• 2. Средство измерений: Контроллер измерительный FloBoss S600+

Номер по Государственному реестру СИ РФ: 64224-16

Заводской (серийный) номер:__

Номер аналогового входа:__

Место проведения поверки:________________________________________________________

Документ, в соответствии с которым проведена поверка:__

Средства поверки:

Условия проведения поверки:

Результаты измерений:

Заключение:_________________

(годен, не годен)

Подпись лица, проводившего поверку ______________/__

подпись                И.О. Фамилия

Дата проведения поверки «_____»_____________20___г.

Приложение Б

Форма протокола определения абсолютной погрешности измерения температуры

ПРОТОКОЛ №_____________от__

Канал измерений в составе:

• 1. Средство измерений: термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90, мод. 2820

Номер по Государственному реестру СИ РФ: 24874-03

Заводской (серийный) номер:______________________________________________________

• 2. Средство измерений: преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления DTRANS Т01

Номер по Государственному реестру СИ РФ: 24931-03

Заводской (серийный) номер:______________________________________________________

• 3. Средство измерений: Контроллер измерительный FloBoss S600+

Номер по Государственному реестру СИ РФ: 64224-16

Заводской (серийный) номер:__

Номер аналогового входа:______________________________________________________

• 4. Преобразователь измерительный постоянного тока ПТН-Е2Н:

Номер по Государственному реестру СИ РФ: 42693-15

Заводской (серийный) номер:__

Место проведения поверки:_______________________________________________________

Документ, в соответствии с которым проведена поверка:______________________________

Средства поверки:

Условия проведения поверки:

Заключение:_________________

(годен, не годен)

Подпись лица, проводившего поверку ______________/ _________________

подпись                 И.О. Фамилия

Дата проведения поверки «_____»_____________20___г.

Перемычка на месте установки поверяемого датчика

I

Существующая линия связи