Методика поверки «Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учёта нефти ООО "Транснефть-Балтика"» (НА.ГНМЦ-0186-17 МП)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система информационно-измерительная «Автоматизированная система оперативного учета нефти ООО «Транснефть - Балтика»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0186-17МП

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 ООО «Транснефть - Балтика» (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 ТП-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 пользователя.

• 6.5 Определение MX.

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

  • 6.5.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти.

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

      • 6.5.2.1.1  При прямом методе динамических измерений за пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений преобразователей массового расхода.

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

8М_бр =±1,1-^5V²+G²(Jp²+^²-10⁴-AT^) + ^²-10⁴-AT²+5N² ,       (1)

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

5р    -  относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

ДТ_Р   - 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 относительной погрешности СОИ СИКН, %;

G = ^{1 + 2}^^7,/ ,       (2)

\ + 2/ЗТ_р

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

Tv   - температура нефти при измерении объема, °C.

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