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

Методика поверки

Тип документа

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

Наименование

МП НА.ГНМЦ.0112-16

Обозначение документа

ОП ГНМЦ ПАО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

916 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

СОГЛАСОВАНО

УТВЕРЖДАЮ

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

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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.

1 Операции поверки

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 Средства поверки
  • 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.

3 Требования безопасности

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.

4 Условия поверки

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на поверку СИ, входящих в состав АСОУН.

5 Подготовка к поверке

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 Проведение поверки
  • 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

Наименование СИ

НД

Преобразователи расхода в составе С И КН

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 3380-2012 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода.   Методика   поверки   на   месте

эксплуатации поверочной установкой»

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.

  • 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

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, %;

ЛТР   - 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 + 2рТр

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, ТЕ.

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

бр = ±1,1-^8К2 + (Кф ■ 8Н? + G\8p2 + р2 Л& ■ \Т2р) + /72 • 104 • Д7>2 + 8N2 , (3)

где ДК - относительная погрешность составления градуировочной таблицы, %;

Кф

относительная погрешность измерений уровня нефти, %; коэффициент, учитывающий геометрическую форму вычисляемый по формуле

где У2о

AV20

_ДГ20

ф у

*20

объем нефти в резервуаре на измеряемом уровне Н, м3;

объем нефти, приходящийся на 1 мм высоты наполнения резервуара на измеряемом уровне наполнения Н, м3/мм; уровень нефти в резервуаре, мм.

(4)

н
  • 6.3.2.2.2 Значения пределов относительной погрешности измерений брутто нефти в резервуарах РП свыше 120 т не должны превышать ±0,50%.

  • 6.3.2.2.3 Значения пределов относительной погрешности измерений брутто нефти в резервуарах РП, ТЕ до 120 т не должны превышать ±0,65%.

  • 6.3.2.3 Определение пределов относительной погрешности измерений брутто нефти в трубопроводах.

массы

массы

массы

  • 6.3.2.3.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти в трубопроводах вычисляют по формуле

=±1,1- ^8Угр2 ± G\8p2 ± Р2 1042р) + /72 -104 - АТ2 ± 8N2 ,        (5)

где гр - 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

н=±1,1-

i

| (AWe)2 + (AWM„)2 + (Wxc)2

(6)

где бр

AWe

AWMn

AWXC

we - WMn - wxc -
  • 6.3.2.4.2

ЮО

относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %; абсолютная погрешность определений массовой доли воды в нефти, %;

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

абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей в нефти, %;

массовая доля воды в нефти, %;

массовая доля механических примесей в нефти, %;

массовая доля хлористых солей в нефти, %; 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 нетто нефти в резервуарах РП свыше 120 т не должны превышать ±0,60 %.

  • 6.3.2.4.4 Значения пределов относительной погрешности измерений нетто нефти в резервуарах РП, ТЕ до 120 т не должны превышать ±0,75 %.

  • 6.3.2.4.5 Значения пределов относительной погрешности измерений нетто нефти в трубопроводах не должны превышать ±0,75 %.

массы

массы

массы

7 Оформление результатов поверки
  • 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

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель