Методика поверки «ГСИ .Система информационно-измерительная ,, Автоматизированная система оперативного учета нефти АО ,, Транснефть-Приволга ,, » (НА.ГНМЦ.0087-15МП)
УТВЕРЖДАЮ
Директор ОП ГНМЦ
М.С. Немиров
/о 2015 г.
ИНСТРУКЦИЯ
Государственная система обеспечения единства измерений
Система информационно-измерительная «Автоматизированная система оперативного учета нефти АО «Транснефть-Приволга»
Методика поверки
НА.ГНМЦ.0087-15 МП
Казань
2015
|
РАЗРАБОТАНА |
Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань (ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика») Приказ об аккредитации № А-3318 от 22.06.2015 г. Аттестат аккредитации RA.RU.311366 выдан 09.10.2015 г. |
|
ИСПОЛНИТЕЛИ: |
Силкина Т.Г., Тропынин В.А., Володин М.А. |
Настоящая инструкция не может быть полностью или частично воспроизведена, тиражирована и (или) распространена без разрешения ПАО «Нефтеавтоматика».
Настоящая инструкция распространяется на систему информационноизмерительную «Автоматизированная система оперативного учета нефти АО «Транснефть-Приволга» (далее - АСОУН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.
Межповерочный интервал - 4 года.
1 Операции поверкиПри проведении поверки выполняют следующие операции:
-
1.1 Подтверждение соответствия программного комплекса (ПК) АСОУН (п.п. 6.1);
-
1.2 Опробование (п.п. 6.2);
-
1.3 Определение метрологических характеристик (MX) (п.п. 6.3).
-
2.1 Передвижная поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;
-
2.2 Рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;
-
2.3 Калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
-
2.4 Калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99);
-
2.5 Образцовые уровнемерные установки 1-го разряда по ГОСТ 8.477-82.
-
2.6 Другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (НД) на поверку СИ, входящих в состав АСОУН.
-
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 12.03.2013г. № 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 АСОУН.
5 Подготовка к поверкеПодготовку к поверке проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав АСОУН.
При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств (сертификатов) об утверждении типа СИ, входящих в состав АСОУН.
6 Проведение поверки-
6.1 Подтверждение соответствия ПК АСОУН.
-
6.1.1 Проверка идентификационных данных ПК АСОУН осуществляется путем проверки идентификационного наименования и версии метрологически значимых модулей ПК АСОУН.
-
Идентификационные наименования и версии модулей ПК АСОУН отображаются в окне «Информация о версиях программных модулей», вызываемом из меню «Справка» -
Рисунок 1 - Вид окна с идентификационными данными ПК АСОУН
6.1.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа АСОУН и полученные в ходе выполнения п.6.1.1, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПК АСОУН программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.
-
6.2 Опробование.
Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав АСОУН.
-
6.3 Определение MX.
-
6.3.1 Определение MX СИ, входящих в состав АСОУН, проводят в соответствии с
-
НД, приведенными в таблице 1. Таблица 1
|
Наименование СИ |
НД |
|
Преобразователи расхода в составе СИКН |
МИ 3151-2008 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности» МИ 3272-2010 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности» МИ 1974-2004 «ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки» |
|
Наименование СИ |
нд |
|
Поточные преобразователи плотности в составе СИКН |
МИ 2816-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»; МИ 3240-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки» |
|
Уровнемеры в составе систем измерительных для коммерческого учета нефти и управления резервуарными парками |
ГОСТ Р 8.660-2009 «ГСИ. Уровнемеры промышленного применения. Методика поверки» |
|
Преобразователи давления нефти в трубопроводах |
МИ 1997-89 «ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки» |
|
Преобразователи температуры нефти в трубопроводах |
ГОСТ Р 8.624-2006 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки» |
Допускается применение других методик поверки на СИ, утвержденных в установленном порядке.
где Тр - температура нефти при измерении плотности, °C;
Ту - температура нефти при измерении объема, °C.
-
6.3.2.1.3 Значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением СИКН не должны превышать ±0,25%.
6.3.2.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти в резервуарах РП.
-
6.3.2.2.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти в резервуарах РП вычисляют по формуле
8Мбр = ±1,1 • ^К2+(К0-^Я)2+С2(^2±Д2-1О4-ДТ2) + Д2-1О4-ДТ2+Л42, (3)
где 8К - относительная погрешность составления градуировочной таблицы, %;
8Н - относительная погрешность измерений уровня нефти, %;
Кф - коэффициент, учитывающий геометрическую форму вычисляемый по
формуле
(4)
где V20 - объем нефти в резервуаре на измеряемом уровне Н, м3;
ДУ20 * объем нефти, приходящийся на 1 мм высоты наполнения резервуара на
измеряемом уровне наполнения Н, м3/мм;
Н - уровень нефти в резервуаре, мм.
-
6.3.2.2.2 Значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти в резервуарах РП свыше 120 т не должны превышать ±0,50%.
-
6.3.2.2.3 Значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти в резервуарах РП до 120 т не должны превышать ±0,65%.
-
6.3.2.3 Определение пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти в трубопроводах.
-
6.3.2.3.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти в трубопроводах вычисляют по формуле
ёМ6р =±1,1-^C,/,2+G2(5p2+/?2-104-AT2) + /?2-104-AT2+5N2 ,
(5)
где 8Угр - относительная погрешность определения вместимости трубопровода
(погрешность градуировки), %.
-
6.3.2.3.2 Значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти в трубопроводах не должны превышать ±0,65%.
-
6.3.2.4 Определение пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти.
-
6.3.2.4.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле
(6)
6.3.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы нефти.
-
6.3.2.1 Определение пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением СИКН.
-
6.3.2.1.1 При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы нефти принимают погрешность преобразователей массового расхода.
-
6.3.2.1.2 При косвенном методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти вычисляют по формуле
8М6р =±1,1-^2+О2(^2+Д2-104-ДТ2) + Д2-104-ДТ2+^N2 , относительная погрешность измерений объема нефти, %; относительная погрешность измерений плотности нефти, %; абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерении плотности, °C;
абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерении объема, °C;
коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С; пределы допускаемой погрешности СОИ, %;
^ртр'
где 8V 8р ЛТР
ЛТу
Р
8N
(2)
(1)
где 8МбР - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;
AWe - абсолютная погрешность определений массовой доли воды в нефти, %;
AWM„ " абсолютная погрешность определений массовой доли механических при
месей в нефти, %;
AWXC - абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей в нефти, %;
We - массовая доля воды в нефти, %;
WMn - массовая доля механических примесей в нефти, %;
Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %;
-
6.3.2.4.2 Значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН не должны превышать ±0,35 %.
-
6.3.2.4.3 Значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти в резервуарах РП свыше 120 т не должны превышать ±0,60 %.
-
6.3.2.4.4 Значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти в резервуарах РП до 120 т не должны превышать ±0,75 %.
-
6.3.2.4.5 Значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто нефти в трубопроводах не должны превышать ±0,75 %.
-
7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке АСОУН в соответствии с требованиями Порядка проведения поверки средств измерений, утвержденного приказом Минпромторга от 02.07.2015 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке АСОУН указывают:
-
- значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти;
-
- идентификационные данные ПК АСОУН.
7.2 При отрицательных результатах поверки АСОУН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Порядка проведения поверки средств измерений, утвержденного приказом Минпромторга от 02.07.2015 г.
Страница 7 из 7