Требования к метрологическому обеспечению систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ

5.5.1 Нормированными метрологическими характеристиками средств измерений и измерительных каналов являются основная погрешность и дополнительная погрешность.

5.5.2 Пределы основной приведённой погрешности средств измерений, применяемых в системах автоматизации и телемеханизации технологического процесса (за исключением используемых в составе СОУ и в СИКН), не должны превышать следующих значений:

- датчик избыточного давления нефти/нефтепродукта, сред вспомогательных систем (кроме давления воздуха) ±0,1 %;

- датчик избыточного давления воздуха ±0,4 %;

- датчик перепада давления нефти/нефтепродукта ±0,4 %;

- датчик перепада давления сред вспомогательных систем ±0,4 %;

- манометр избыточного давления нефти/нефтепродукта ±1,0 %;

- манометр дифференциального (перепада) давления ±2,0 %;

- манометр избыточного давления сред вспомогательных систем ± 2,5%;

- датчик силы тока, напряжения, мощности ±1,0 %;

- датчик виброскорости ±10,0 %;

- датчик загазованности воздуха парами нефти/нефтепродукта ±5,0 % НКПРП;

Пределы основной абсолютной погрешности для СИ не должны превышать значений:

- датчик осевого смещения ротора ±0,1 мм;

- датчик уровня жидкости во вспомогательных емкостях ± 10 мм;

- датчик уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре ±3,0 мм;

- датчик температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах ±0,5 ^оС;

- датчик температуры других сред ±2,0 ^оС;

- стационарный многоточечный преобразователь температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре ±0,2 ^оС.

5.5.3 Пределы основной приведённой погрешности расходомеров, применяемых в составе СОУ, системах автоматического регулирования расхода нефти/нефтепродукта и системах контроля соответствия расчётных параметров работы МТ фактическим для измерения объемного расхода нефти/нефтепродукта, не должны превышать ±0,5%.

5.5.4 Датчики избыточного давления, применяемые в составе СОУ «по волне давления», должны соответствовать требованиям:

- пределы основной приведенной погрешности не должны превышать ±0,1 %;

- время отклика не более 0,1 с.

5.5.5 Значение дополнительной погрешности СИ не должно превышать половины значения основной погрешности при изменении температуры окружающей среды во всем диапазоне рабочих температур и отклонении напряжения питания СИ в допустимых пределах.

5.5.6 Характеристики погрешностей СИ, применяемых в СИКН учета нефти, установлены Приказом Минпромэнерго России «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» [2].

Характеристики погрешностей СИ, применяемых в СИКН учета нефтепродуктов, устанавливается РД-17.120.00-КТН-082-12.

5.5.7 Интервал срабатывания реле давления (погрешность срабатывания), устанавливаемых в цепях общестанционных защит, должен составлять величину не более ± 2,5% от диапазона срабатывания данного реле.

Интервал срабатывания реле давления (погрешность срабатывания), устанавливаемых в цепях контроля состояния вспомогательных систем НПС, должен составлять величину не более ±3,5% от диапазона срабатывания данного реле.

5.5.8 Диапазон измеряемого параметра определяется его предельными значениями.

Верхнее предельное значение измеряемого параметра принимается равным аварийному максимальному значению, а при его отсутствии максимальному значению, определенному технологическими требованиями.

Нижнее предельное значение для измеряемых параметров, не имеющих отрицательных значений (виброскорость, загазованность, избыточное давление и другие), в качестве минимального измеряемого значения первичного преобразователя принимается нулевое значение.

Нижнее предельное значение для измеряемых параметров, имеющих возможность принимать отрицательные значения (температура воздуха, разряжение и другие), выбирается с учетом обеспечения возможности регистрации минимального возможного по характеристикам технологического оборудования или климатическим условиям отрицательного значения данного параметра.

5.5.9 Диапазон измерения первичного измерительного преобразователя определяется минимальным и максимальным измеряемым значением первичного измерительного преобразователя. Максимальное измеряемое значение первичного измерительного преобразователя выбирается с учетом обеспечения регистрации верхнего предельного значения с запасом 25% от диапазона измеряемого параметра. При этом максимальное измеряемое значение первичного измерительного преобразователя принимается равным минимальному из ряда граничных значений (установленных заводом-изготовителем), удовлетворяющему этому условию. Минимальное измеряемое значение первичного измерительного преобразователя выбирается с учетом обеспечения регистрации нижнего предельного значения с запасом 25% от диапазона измеряемого параметра. При этом минимальное измеряемое значение первичного измерительного преобразователя принимается равным максимальному из ряда граничных значений (установленных заводом-изготовителем), удовлетворяющему этому условию.

5.5.10 Шкалы показывающих приборов должны соответствовать диапазону измерений первичных преобразователей.

На технических манометрах должны быть нанесены риски красного цвета, обозначающие ДРД аппарата или секции трубопровода, на которой производится измерение давления, если значение ДРД аппарата или секции трубопровода, на которой производится измерение давления, меньше шкалы показывающего прибора.

Примечание: На технические манометры систем вентиляции риски, обозначающие ДРД, не наносятся.

5.5.11 Значение суммарной погрешности измерительного канала не должно превышать 150% от предела основной погрешности входящего в данный измерительный канал первичного преобразователя, указанного в пунктах 5.5.2 – 5.5.4.

5.5.12 Измерительные каналы и средства измерений, входящие в состав измерительных каналов систем автоматизации и телемеханизации и поставляемые на объекты МТ, в том числе поставляемые комплектно с технологическим оборудованием, должны быть утвержденных типов, сведения о которых внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и иметь:

- свидетельства (сертификаты) об утверждении типа средств измерений и методики поверки СИ, регламентированные в приложении (описание типа СИ) к данному свидетельству (сертификату), оформленные в соответствии с действующими нормами и правилами;

- действующие на момент ввода системы в эксплуатацию свидетельства о поверке (калибровке);

- протоколы поверки (для эталонов и средств измерений, состоящих из нескольких автономных блоков).

5.5.13 Измерительные каналы и средства измерений, входящие в состав измерительного канала систем автоматизации и телемеханизации, во время эксплуатации должны подвергаться поверке (калибровке).

5.5.14 Подразделения ОСТ, осуществляющие поверку (калибровку) СИ должны быть укомплектованы эталонами (калибраторами), обеспечивающими проведение работ по поверке и калибровке всех эксплуатирующихся в составе систем автоматизации и телемеханизации СИ и измерительных каналов.

5.5.15 Единицы величин СИ, применяемых в системах автоматизации и телемеханизации, должны удовлетворять требованиям постановления Правительства РФ «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации» [3].

На АРМ оператора НПС, диспетчера РДП (ТДП, ЦДП) при отображении значений измеренных величин давления нефти/нефтепродукта должна быть реализована возможность их представления во внесистемных единицах величин, указанных в постановлении Правительства РФ «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации» [3].