Методика поверки «Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учёта нефти АО "Транснефть-Сибирь"» (НА.ГНМЦ-0184-17 МП)

Методика поверки

Тип документа

Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учёта нефти АО "Транснефть-Сибирь"

Наименование

НА.ГНМЦ-0184-17 МП

Обозначение документа

АО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

И НСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

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

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0184-17 МП

Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань (ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Аттестат   аккредитации   RA.RU.311366   выдан

27.07.2017 г.

ИСПОЛНИТЕЛИ:

Гордеев Е.Ю., к.ф-м.н.

Целищева Е.Ю.

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 - 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 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 Средства поверки
  • 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 № ЗОЭ-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.

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 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.

5 Подготовка к поверке

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 Проведение поверки
  • 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

Наименование СИ

нд

Преобразователи объемного расхода в составе СИ КН

МИ 3380-2012 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода.   Методика   поверки   на   месте

эксплуатации поверочной установкой»

Счетчики-расходомеры массовые в составе СИКН

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»

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/уменыиении 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

бр =±1,1- ^ДУ2 + G2(Др2 + Д2 404 • ДТ^,) +/?2 • 104 • ДТ(2 + <5N2 ,        (1)

где ДУ   - относительная погрешность измерений объема нефти, %;

5р    -  относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

ДТР   - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при

измерении плотности, °C;

4TV   - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при

измерении объема, °C;

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

5N - пределы допускаемой относительной погрешности СОИ СИКН, %;

G = 1 + 2^У/ ,      (2)

1 + 2Д7,

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

Tv   - 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

SMH =±1,1-

. ^we)2 + ^wy- + (wxcy-

'       _                                    —'J       J

в

! We+WMn + wJ

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 %;

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

  • - пределы допускаемой относительной

(3)

где <5М

zlWe

AWMn

AWxc

И/е -Шмп -И/хс -6 5 2 2 2

погрешности вычислений массы инвентаризации в технологических

погрешности вычислений массы 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 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 02.07.2015г. 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

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель