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

Методика поверки

Тип документа

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

Наименование

МП НА.ГНМЦ.0123-16

Обозначение документа

ОП ГНМЦ ПАО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

> М.С. Немиров

2016 г.

фтеавтоматика"

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

РАЗРАБОТАНА

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.

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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-Сибирь» (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 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

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 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, ОСИКН

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, ОСИКН

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,      технологических

емкостей

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, 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

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, %;

ДТР - 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/°С;

8N - пределы допускаемой погрешности СОИ, %;

г 1 + 2/77;

1 + 2/77/

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%.

  • 6.3.2.1.4 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

=±1,1- ^8К2 + (Кф • 8Н)1 ± G22 ± /72 • 104 ■ ДТ2) + /72 • 104 • ДТ2 + <5N2 ,      (3)

где - относительная погрешность составления градуировочной таблицы, %;

- 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

SM6p =±1,1-JSV!p2 + G2(8p2 + /З2 - IO4 • ДТр) + /?2 104 - AT2 ±AN2 ,       (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

(6)

! We+WMn+Wxc

100

  • - 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, %;

2 Значения пределов относительной погрешности нефти с применением СИКН не должны превышать ±0,35 %.

  • 6.3.2.4.3 Значения пределов относительной погрешности нефти с применением ОСИКН не должны превышать ±1,30 %.

  • 6.3.2.4.4 Значения пределов относительной погрешности

измерений

измерений

измерений

нефти в резервуарах РП свыше 120 т не должны превышать ±0,60 %.

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

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

массы

массы

массы

массы

массы

нетто

нетто

нетто

нетто

нетто

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