Методика поверки «ГСИ. Система информационно-измерительная «Автоматизированная система оперативного учета нефти АО «Транснефть-Сибирь»» (МП НА.ГНМЦ.0123-16 )

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

> М.С. Немиров

2016 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система информационно-измерительная «Автоматизированная система оперативного учета нефти АО «Транснефть-Сибирь»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0123-16 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 АО «Транснефть-Сибирь» (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 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).

ПИнформация о версиям программных модулей

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

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, ОСИКН.

• 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-±G²(Jp² + Д² -10⁴ • ДТ²)± Д² -10⁴ • ДТ² + JN² ,        (1)

где 8V    - относительная погрешность измерений объема нефти, %;

5р    - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

ДТ_Р - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерении плотности,°C;

ДТ_У - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерении объема, °C;

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

8N - пределы допускаемой погрешности СОИ, %;

_г 1 + 2/77;

1 + 2/77/

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%.

• 6.3.2.1.4 Значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением ОСИКН не должны превышать ±1,20%.

• 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 РП, ТЕ вычисляют по формуле

8М_6р =±1,1- ^8К² + (К_ф • 8Н)¹ ± G² (ф² ± /7² • 10⁴ ■ ДТ²) + /7² • 10⁴ • ДТ² + <5N² ,      (3)

где 8К - относительная погрешность составления градуировочной таблицы, %;

8Н - относительная погрешность измерений уровня нефти, %;

Кф - коэффициент, учитывающий геометрическую форму вычисляемый по формуле

⁽⁴⁾

*20

где Г20   - объем нефти в резервуаре на измеряемом уровне Н, м³;

AV20 - 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, 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

SM_6p =±1,1-JSV_!p² + G²(8p² + /З² - IO⁴ • ДТр) + /?² 10⁴ - AT² ±AN² ,       (5)

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

• 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