Методика поверки «ГСИ. Система информационно-измерительная «Автоматизированная система оперативного учета нефти ООО «Транснефть-Порт Козьмино»» (МП НА.ГНМЦ.0119-16 )

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система информационно-измерительная «Автоматизированная система оперативного учета нефти ООО «Транснефгь-Порт Козьмино»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0119-16 МП

Казань

2016

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 Козьмино» (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 свидетельств (сертификатов) об утверждении типа СИ, входящих в состав АСОУН.

• 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» -«О программе» (см. рисунок 1).

    

• 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 косвенном методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы брутто нефти вычисляют по формуле

ёМ_6р =±1,1- ^²+С²(£р²+Д²П0⁴-ДТ²)±Д²-10⁴-ДТ² ±<5N² ,      (1)

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, %;

где Т_р   - температура нефти при измерении плотности, °C;

Ту   - температура нефти при измерении объема, °C.

• 6.3.2.1.2 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

ёМ_бр =±1,1- ^ёК² + (К_ф ■ ёН)² + G²( Jp² + Д² ■ 10⁴ • ДТ²) + Д² • 10⁴ • ДТ² + <5N²,     (3)

где ёК - относительная погрешность составления градуировочной таблицы, %;

ёН   - относительная погрешность измерений уровня нефти, %;

Кф    - коэффициент, учитывающий геометрическую форму вычисляемый по

где V20   - объем нефти в резервуаре на измеряемом уровне Н, м³;

ДУ₂о ‘ 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 и ТЕ 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

ЗМ_6р =±1,1-      + GW +/?² • 10⁴ • ДТр) + /?² • 10⁴ • АТ² + <5N² ,

где 5У_гр - относительная погрешность определения вместимости трубопровода

• 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)

    

где ЗМбр - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %;

AWg - абсолютная погрешность определений массовой доли воды в нефти, %;

- абсолютная погрешность определений массовой доли механических при

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

W_e - массовая доля воды в нефти, %;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %;

W_xc - 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 и ТЕ 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 №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 Порядком проведения поверки средств измерений, утвержденного приказом Минпромторга №1815 от 02.07.2015 г.

Страница 7 из 7