Методика поверки «ГСИ. Система информационно-измерительная Автоматизированная система оперативного учета нефти ООО «Транснефть-Порт Приморск»» (МП НА.ГНМЦ.0112-16)

СОГЛАСОВАНО

Главный менеджер по науке -директор департамента разработки и внедрения ИАСУ

ПАО «Нефтеавтоматика»

Директор ОП ГНМЦ

ПАО «Нефтеавтоматика»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система информационно-измерительная «Автоматизированная система оперативного учета нефти ООО «Транснефть-Порт Приморск»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0112-16 МП

Казань

2016

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань (ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика») Аттестат аккредитации RA.RU.311366   выдан

09.10.2015 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 ООО «Транснефть-Порт Приморск» (далее - АСОУН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Межповерочный интервал -4 года.

При 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.

Подготовку 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.

• 6.1 Подтверждение соответствия ПКАСОУН.

  • 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» - «О программе» (см. рисунок 1).

    "^Информация о версиях программных модулей
    Программный модуль	Версия
    Просмотр и корректировка данных	1.0.0.2
    Расчет количества и качества нефти в ЛЧМН	2.3.0.16
    Расчет количества и качества нефти в ЛЧМН и технологических трубопроводах	1.4.4.72
    Расчет количества и качества нефти в резервуарах РП, технологических резервуарах	1.6.6.80
    Расчет норматива технологических потерь	1.0.0.551
    Калибровка УЗР	1.3.2.16
    Баланс нефти	1.8.0.96
    Формирование отчетов	2.3.3.11
    Рисунок 1 - Вид окна с идентификационными данными Г	К 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

Допускается применение других методик поверки на СИ, утвержденных в

установленном порядке.

• 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

8М_бр =±1,1-_А/^У²+с?²(<5)9²+_>0²-1О⁴-ДТ²) + _>0²-1О⁴-ДТ² +ЙМ² ,        (1)

где <5У   - относительная погрешность измерений объема нефти, %;

8р    - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

ЛТ_Р   - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при

измерении плотности, °C;

ДТу   - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при

измерении объема, °C;

Р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°C;

8N - пределы допускаемой погрешности СОИ, %;

G = hlPJy      ₍₂)

1 + 2рТ_р

где Т_р   - 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, ТЕ.

• 6.3.2.2.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти в резервуарах вычисляют по формуле

8М_бр = ±1,1-^8К² + (К_ф ■ 8Н? + G\8p² + р² Л& ■ \Т²_р) + /7² • 10⁴ • Д7>² + 8N² , (3)

где ДК - относительная погрешность составления градуировочной таблицы, %;

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о

поверке АСОУН в соответствии с требованиями Порядка проведения поверки средств измерений, утвержденного приказом Минпромторга №  1815 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 № 1815 от 02.07.2015 г.

Страница 7 из 7