Методика поверки «Система информационно-измерительная «Автоматизированная система оперативного учета нефти» (НА.ГНМЦ.0157-17 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ ACL «Неф/геа вто м этика»

, М.С. Немиров

2017 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

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

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0157-17МП

Казань

2017

Настоящая инструкция не может быть полностью или частично воспроизведена, тиражирована и (или) распространена без разрешения АО «Нефтеавтоматика».

Настоящая инструкция распространяется на систему информационноизмерительную «Автоматизированная система оперативного учета нефти АО «Транснефть - Север» (далее - АСОУН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Межповерочный интервал -4 года.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Проверка технической документации ПК АСОУН (п.6.1);

• 1.2 Внешний осмотр (п.6.2);

• 1.3 Подтверждение соответствия программного комплекса (ПК) АСОУН (п.6.3);

• 1.4 Опробование (п.6.4);

• 1.5 Определение метрологических характеристик (MX) (п.6.5).

• 1.6 Оформление результатов поверки (п.7);

• 2.1 Рабочие эталоны 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

• 2.2 Калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99).

• 2.3 Барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (Госреестр № 5738-76).

• 2.4 Гигрометр психрометрический ВИТ-1 (Госреестр № 9364-04).

• 2.5 Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (Госреестр № 303-91).

• 2.6 Допускается применять аналогичные по назначению средства поверки, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной инструкции.

• 2.7 Все применяемые СИ должны иметь действующие поверительные клейма или свидетельства о поверке.

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 должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха, °C                  от +15 до +25;

• - относительная влажность, %                            от 50 до 80;

• - атмосферное давление, кПа                           от 96 до 104.

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

• - эталонные СИ выдерживают при температуре указанной в разделе 4 не менее 3-х часов, если время их выдержки не указано в инструкции по эксплуатации;

• - эталонные СИ устанавливают в рабочее положение с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

• - осуществляют соединение и подготовку к проведению измерений эталонных СИ в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

• - подготавливают АСОУН к работе в соответствии с руководство пользователя АСОУН.

• 6.1 Проверка технической документации

  • 6.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют:

• - наличие руководства пользователя АСОУН;

• - наличие паспорта АСОУН;

• - наличие свидетельства о предыдущей поверке АСОУН (при периодической поверке);

• - наличие действующих свидетельств о поверке СИ, входящих в состав АСОУН, которые подлежат поверке.

• 6.1.2 В таблице 1 приведены нормативные документы на поверку СИ, входящих в состав АСОУН.

Таблица 1

Допускается применение других методик поверки на СИ, утвержденных в

установленном порядке.

• 6.1.3 Результаты проверки считают положительными при наличии всей технической документации по п.6.1.1.

• 6.2 Внешний осмотр

  • 6.2.1 При проведении внешнего осмотра АСОУН устанавливают состав и комплектность АСОУН.

  • 6.2.2 Результаты проверки считают положительными если состав и комплектность АСОУН соответствуют требованиям технической документации.

• 6.3 Подтверждение соответствия ПК АСОУН.

  • 6.3.1 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»

• 6.3.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа АСОУН и полученные в ходе выполнения п.6.3.1, 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.

• 6.4 Опробование.

  • 6.4.1 Проверка работоспособности ПК АСОУН при задании входных сигналов с помощью калибратора без определения метрологических характеристик.

• 6.4.1 Проверяют прохождение сигналов калибратора, имитирующих измерительные сигналы. Проверяют на мониторе рабочего места пользователя ПК АСОУН показания по регистрируемым параметрам технологического процесса.

• 6.4.2 Результаты опробования считаются положительными, если при увеличении/уменьшении значения входного сигнала соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на мониторе рабочего места за пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений преобразователей массового расхода.

  пользователя.

  6.5 Определение MX.

  • 6.5.1 Определение MX СИ, входящих в состав АСОУН, соответствии с НД, приведенными в таблице 1.

  • 6.5.2 Определение пределов допускаемой относительной измерений массы нефти.

  • 6.5.2.1 Определение пределов допускаемой относительной измерений массы брутто нефти с применением СИКН.

  • 6.5.2.1.1  При прямом методе динамических измерений

  проводят в

  погрешности

  погрешности

• 6.5.2.1.2 При косвенном методе динамических измерений пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти вычисляют по формуле

5М_6р =±1,1-^5V²+G²(£p² + /?² Л0⁴-ДТ²) + /?²40⁴-ДТ²+£N² ,       (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 относительной погрешности СОИ СИКН, %;

\ + ipT_v

1 + 2РТ_р’

температура нефти при измерении плотности, °C; температура нефти при измерении объема, °C.

• 6.5.2.1.3 Значения пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением СИКН не должны превышать ±0,25%.

6.5.2.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН.

• 6.5.2.2.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

  где ЗМ_бр

  zlW_e

  AW_Mn

  zdl/Ux_C

  дМ_н=+1,1-

  Ш_в -W_Mn -W_xc -6.5.2.22

  (3)

  ! W_e+W_Mn+W_xc^

  100

  пределы допускаемой относительной погрешности 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 допускаемой относительной погрешности

измерений массы нетто нефти при измерениях массы нетто нефти с применением СИКН не более ±0,35%.

• 6.5.3 Проверка пределов допускаемых погрешностей вычислений

Выясняют наличие сертификата соответствия системы добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений.

Пределы допускаемых погрешностей вычислений не должны превышать:

• - пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы брутто и массы нетто нефти при проведении инвентаризации в резервуарах и технологических резервуарах, не более ±0,005 %;

  погрешности вычислений массы инвентаризации в технологических

• - пределы допускаемой относительной брутто и массы нетто нефти при проведении трубопроводах, не более ±0,005 %;

  погрешности вычислений массы

• - пределы допускаемой относительной

брутто и массы нетто нефти при проведении инвентаризации в линейной части магистральных нефтепроводов, не более ±0,250 %;

• - пределы допускаемой абсолютной погрешности вычислений норм погрешности баланса, не более ±0,005 %;

• - пределы допускаемой относительной погрешности вычислений калибровочного коэффициента ультразвукового расходомера при проведении калибров-ки/контроля метрологических характеристик, не более ±0,005 %;

• - пределы допускаемой абсолютной погрешности вычислений относительной погрешности ультразвукового расходомера при проведении калибровки/ контроля метрологических характеристик, не более ±0,005%;

• - пределы допускаемой абсолютной погрешности вычислений норматива технологических потерь по тарифным участкам, не более ±0,005 %.

• 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 02.07.2015г. На оборотной стороне свидетельства о поверке АСОУН указывают:

• - значения пределов относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти;

• - значения пределов допускаемых погрешностей вычислений массы брутто и массы нетто нефти при проведении инвентаризации в резервуарах, технологических резервуарах, технологических трубопроводах и линейной части магистральных нефтепроводов, пределов допускаемой абсолютной погрешности вычислений норм погрешности баланса, пределов допускаемой относительной погрешности вычислений калибровочного коэффициента ультразвукового расходомера при проведении калибровки/контроля метрологических характеристик, пределов допускаемой абсолютной погрешности вычислений относительной погрешности ультразвукового расходомера при проведении калибровки/ контроля метрологических характеристик и пределов допускаемой абсолютной погрешности вычислений норматива технологических потерь по тарифным участкам;

• - идентификационные данные ПО ПК АСОУН.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке 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