СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ (СИ) МАССЫ НЕФТИ ИЛИ ЖИДКИХ НЕФТЕПРОДУКТОВ (НП) ПРИ ИХ ОТПУСКЕ НА БАЗАХ ТОПЛИВА
METHOD FOR AUTOMATIC CONTROL OF METROLOGICAL CHARACTERISTICS OF MEASURING DEVICES OF MASS OF OIL OR LIQUID OIL PRODUCTS DURING TEMPERING AT FUEL BASES

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в составе автоматизированных систем учета при отпуске нефти или НП на базах топлива, в частности на нефтебазах и АЗС.
Известно устройство метрологического контроля расходомеров (RU 69234, ПК: G01F 25/00 (2006.01)) для оперативного метрологического контроля работы расходомеров в полевых условиях путем сравнительного анализа показаний контролируемого и эталонного расходомеров при выводе на монитор погрешности измерения расхода относительно эталонного расходомера в процентном отношении. Устройство применяют для измерения объема и расхода воды, поступающей из скважины или в нагнетательную скважину, а также для исследований трубопроводов по системе телеметрии. Устройство предназначено для эксплуатации на открытом воздухе, в климатических условиях макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом при воздействии совокупности климатических факторов, характерных для этих районов. Использование устройства позволяет расширить его функциональные возможности за счет учета полного эксплуатационного ресурса функционирующего расходомера в условиях климатических и механических воздействий при сравнении его с эталонным расходомером с учетом факторов окружающей среды.
Недостатком устройства является возможность контроля только одного вида СИ, а именно расходомеров, при этом для выполнения операции контроля при сливе нефти или НП в резервуары необходима остановка основного технологического процесса.
Измерительно-вычислительный комплекс сбора и обработки информации систем учета НП «ОКТОПУС-Л» (RU 96954, МПК: G01F 1/00 (2006.01)) предназначен для работы в составе систем измерения количества и показателей качества НП. В качестве эталонного средства измерения для контроля метрологических характеристик узла учета НП в системе применяют турбопоршневую поверочную установку. Недостатком способа является необходимость дополнительного метрологического оборудования (одна или несколько турбопоршневых установок), сложность монтажа установки (изменения в схеме трубопроводов), а также возможность контроля метрологических характеристик только СИ на потоке, то есть расходомеров.
Известен также способ контроля сохранности метрологических характеристик автоматизированных измерительных систем (RU 2399945, G05B 13/00 (2006.01), G05B 23/02 (2006.01)), содержащих управляемые источники тестовых воздействий, измерители информативных параметров, измерители параметров неуправляемых внешних воздействий и ЭВМ, включающий управление параметрами тестовых воздействий по программе для ЭВМ, отсчет с помощью ЭВМ значений измеряемых информативных параметров и параметров неуправляемых внешних воздействий, обработку результатов измерений с помощью ЭВМ по заданной программе, измерение значения на входах соответствующих измерителей информативных параметров и параметров неуправляемых внешних воздействий, повторение измерения не менее 100 раз для получения представительных выборок. В качестве опорного значения измеряемой величины для контроля метрологических характеристик СИ используют тестовый сигнал, поступающий на вход измерителя информативных параметров тестового воздействия от управляемого ЭВМ источника тестовых воздействий. Техническим результатом является увеличение межповерочного интервала измерительных систем, повышение эффективности и достоверности контроля сложных СИ. Метод подходит для контроля систем, предназначенных для измерения физических величин, значения которых заранее заданы и могут быть смоделированы выходным сигналом источника тестовых воздействий, и не может быть применен для контроля метрологических характеристик СИ массы нефти или НП, что является его основным недостатком.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ автоматизированного учета и сведения товарного баланса НП на нефтебазах и АЗС (RU 2344379, G01F1/86 (2006/01), G01F 17/00 (2006/01), G01F 15/06 (2006/01)), в котором в память ЭВМ заносят и сравнивают с документальной массой НП (по бухгалтерским книжным остаткам), находящихся на данный момент в резервуаре, затем вычисляют величину дебаланса между ними с определением знака дебаланса и производят корректировку отпускаемых доз НП таким образом, чтобы величина дебаланса фактической товарной массы нефти или НП в резервуаре и отпущенной товарной массы нефти или НП, отраженной в бухгалтерских документах, стремилась к совпадению. Технический результат заключается в непрерывной текущей автоматической минимизации дебаланса товарной массы нефти или НП между бухгалтерскими и фактическими данными остатка товарной массы вещества в емкостях хранения и возможности с высокой точностью выровнять данные СИ и бухгалтерского учета, то есть свести баланс между реальными и зафиксированными данными по бухгалтерским документам.
Недостатком способа является большая вероятность недостоверности результатов измерения, связанная с тем, что на основании сравнения результатов измерения различными СИ вносят корректировку в результат измерения, выполненного двумя СИ, одно из которых считают заведомо более точным и достоверным, а именно корректировку вносят в результаты измерения устройства отпуска НП, например, расходомера или плотномера, что отнести к достоверным результатам проблематично, поскольку заключение о точности производимых измерений делают на основании сравнения с результатами измерения массы нефти или НП в резервуаре без учета факта, что регистрируемые отклонения могут быть вызваны ошибками измерения, например, превышением предела погрешности самой системы измерения в резервуаре.
Задачей, решаемой заявляемым изобретением, является своевременное выявление отклонений метрологических характеристик СИ от установленных эксплуатационных значений, не требующее остановки основного технологического процесса отпуска нефти или НП.
Техническим результатом является повышение достоверности данных измерения массы нефти или НП за счет непрерывного комплексного контроля метрологических характеристик СИ на всех этапах движения нефти или НП в процессе их отпуска на базах топлива.
Решение указанной задачи достигается тем, что в способе автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (СИ) массы нефти и жидких нефтепродуктов (НП) на базах топлива, включающем сравнение результатов измерения СИ, согласно изобретению, перед началом и по завершении каждой операции отпуска автоматически регистрируют результаты измерения массы нефти или НП и выполняют автоматический сравнительный анализ результатов измерений массы отпущенной нефти или НП по данным как минимум трех СИ, а именно, по данным автоматической системы измерения в резервуарах, по данным топливораздаточных устройств (ТРК) и по данным автоматической системы измерения в приемных емкостях и баках транспортных средств (бортовые системы учета топлива - БСУ) с накоплением статистики по фактам превышения предельных погрешностей измерений отдельными СИ для подготовки заключения о возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости внеплановой поверки СИ, при этом для анализа результатов трех неравноточных измерений массы отпущенной нефти или НП применяют метод сравнения результатов измерений с определением общей арифметической середины, а для каждого средства измерения, примененного в операции отпуска, сравнивают фактическое отклонение от общей арифметической середины с предельно допустимым отклонением
, где
i
M - масса отпущенных нефти или НП по данным i-го средства измерения;
o
M - общая арифметическая середина результатов измерения;
i
ΔM - предельное допустимое отклонение результата единичного измерения от общей арифметической середины для i-го средства измерения, при этом, если условие не выполнено, то регистрируют факт превышения допустимого отклонения для данного СИ с сохранением в памяти ЭВМ даты обнаружения, абсолютной и относительной величины отклонения результатов измерения массы нефти или НП от вычисленной оценки измеряемой массы нефти или НП с последующим выполнением ретроспективного анализа релевантности результатов контроля СИ, исходя из следующего условия:
, где
N
D - заданный порог релевантности контроля по частоте регистрации фактов превышения допустимого значения отклонений;
Z - количество зарегистрированных фактов превышения допустимой величины отклонения, с момента выполнения последней поверки СИ;
Y - общее количество операций приема, выполненных с применением контролируемого СИ, с момента выполнения последней поверки СИ.
Способ автоматического контроля метрологических характеристик средств измерения (СИ) массы нефти и жидких нефтепродуктов (НП) на базах осуществляется следующим образом.
Перед началом и по окончании каждой операции отпуска автоматически регистрируются результаты измерения массы нефти или НП в расходных резервуарах базы топлива по данным автоматической системы измерения в резервуарах и в приемных емкостях или баках заправляемых транспортных средств по данным БСУ.
ТРК
По окончании каждой операции отпуска автоматически регистрируются результаты измерения массы отпущенного топлива по данным ТРК (М).
Р
Масса отпущенной нефти или НП по данным СИ в резервуаре (М) рассчитывается как разница между массой в расходном резервуаре, зарегистрированной до отпуска, и массой в расходном резервуаре, зарегистрированной после отпуска.
БСУ
Масса отпущенной нефти или НП по данным БСУ (М) рассчитывается как разница между массой в приемной емкости или баке, зарегистрированной после отпуска, и массой в приемной емкости или баке, зарегистрированной до отпуска.
Для анализа результатов трех неравноточных измерений применяется метод общей арифметической средины или любой другой метод сравнения результатов неравноточных измерений. Далее описывается порядок анализа с применением метода общей арифметической средины.
Для каждого результата измерения рассчитывается весовой коэффициент Р, обратно пропорциональный квадрату предельной погрешности измерения массы.
, где
i
P - весовой коэффициент i-го результата измерения;
i
δ - предельная погрешность i-го измерения, определяемая паспортной предельной погрешностью применяемого средства измерения.
, где
P
P - весовой коэффициент результата измерения автоматической системой в резервуаре;
P
δ - предельная паспортная погрешность СИ в резервуаре;
ТРК
Р - весовой коэффициент результата измерения ТРК;
ТРК
δ - предельная паспортная погрешность ТРК;
БСУ
Р - весовой коэффициент результата измерения БСУ;
БСУ
δ - предельная паспортная погрешность БСУ.
о
Рассчитывается общая арифметическая середина результатов измерения (М) с учетом весового коэффициента каждого измерения:
, где
i
P - весовой коэффициент результата измерения массы отпущенной нефти или НП i-м средством измерения;
i
M - масса отпущенной нефти или НП по данным i-го средства измерения;
Р
Р - весовой коэффициент результата измерения автоматической системой в резервуаре;
Р
М - масса нефти или НП по данным СИ в резервуаре;
ТРК
Р - весовой коэффициент результата измерения ТРК;
ТРК
М - масса нефти или НП по данным ТРК;
БСУ
Р - весовой коэффициент результата измерения БСУ;
БСУ
М - масса нефти или НП по данным БСУ.
Рассчитывается среднеквадратическое отклонение общей арифметической середины
, где
М
σ - среднеквадратическое отклонение общей арифметической середины;
n - количество средств измерения, примененных для измерения массы нефти или НП;
o
M - общая арифметическая середина результатов измерения;
i
P - весовой коэффициент результата измерения массы отпущенной нефти или НП i-м средством измерения;
i
M - масса отпущенной нефти или НП по данным i-го средства измерения;
Р
Р - весовой коэффициент результата измерения автоматической системой в резервуаре;
Р
М - масса нефти или НП по данным СИ в резервуаре;
ТРК
Р - весовой коэффициент результата измерения ТРК;
ТРК
М - масса нефти или НП по данным ТРК;
БСУ
Р - весовой коэффициент результата измерения БСУ;
БСУ
М - масса нефти или НП по данным БСУ.
o
Рассчитывается доверительный интервал случайной погрешности измерения массы отпущенных нефти или НП (Δm) для доверительной вероятности 0,95
o
М
Δm=2*σ, где
М
σ - среднеквадратическое отклонение общей арифметической середины.
i
Рассчитывается предельное значение неисключаемой систематической погрешности для каждого средства измерения (θ)
i
i
i
θ=M*δ, где
i
M - масса отпущенной нефти или НП по данным i-го средства измерения;
δi - предел относительной погрешности i-го средства измерения.
p
p
p
ТРК
TPK
ТРК
БСУ
БСУ
БСУ
θ=M*δ, θ=M*δ, θ=М*δ, где
р
θ - абсолютное значение предела неисключаемой систематической погрешности для СИ в резервуаре;
ТРК
θ - абсолютное значение предела неисключаемой систематической погрешности для СИ в резервуаре;
БСУ
θ - абсолютное значение предела неисключаемой систематической погрешности для СИ в резервуаре;
P
δ - предельная паспортная погрешность СИ в резервуаре;
Р
М - масса нефти или НП по данным СИ в резервуаре;
ТРК
δ - предельная паспортная погрешность ТРК;
ТРК
М - масса нефти или НП по данным ТРК;
БСУ
δ - предельная паспортная погрешность БСУ;
БСУ
М - масса нефти или НП по данным БСУ.
Рассчитывается предельное допустимое отклонение результата единичного измерения от общей арифметической середины для каждого средства измерения
, где
i
θ - абсолютное значение предела неисключаемой систематической погрешности для i-го средства измерения;
o
Δm - доверительный интервал случайной погрешности измерения массы отпущенных нефти или НП.
,
,
, где
Р
ΔМ - предельно допустимое отклонение для СИ в резервуаре;
ТРК
ΔМ - предельно допустимое отклонение для ТРК;
БСУ
ΔМ - предельно допустимое отклонение для БСУ;
P
θ - абсолютное значение предела неисключаемой систематической погрешности для СИ в резервуаре;
ТРК
θ - абсолютное значение предела неисключаемой систематической погрешности для СИ в резервуаре;
БСУ
θ - абсолютное значение предела неисключаемой систематической погрешности для СИ в резервуаре;
o
Δm - доверительный интервал случайной погрешности измерения массы отпущенных нефти или НП.
Для каждого средства измерения, примененного в операции отпуска, сравнивается фактическое отклонение от общей арифметической середины с предельно допустимым отклонением
, где
i
M - масса отпущенных нефти или НП по данным i-го средства измерения;
o
M - общая среднеарифметическая середина результатов измерения;
i
ΔM - предельное допустимое отклонение результата единичного измерения от общей арифметической середины для i-го средства измерения.
, где
Р
М - масса отпущенных нефти или НП масса по данным СИ в резервуаре;
ТРК
М - масса отпущенных нефти или НП масса по данным ТРК;
Р
М - масса отпущенных нефти или НП масса по данным БСУ;
o
M - общая арифметическая середина результатов измерения;
Р
ΔМ - предельно допустимое отклонение для СИ в резервуаре;
ТРК
ΔМ - предельно допустимое отклонение для ТРК;
БСУ
ΔМ - предельно допустимое отклонение для БСУ.
При одновременном выполнении налива через несколько ТРК все расчеты выполняются для суммарного значения массы нефти или НП по одновременно выполняемым операциям. При этом началом отпуска считается время начала первой операции, а завершением - время завершения последней.
Если условие выполнено, то считаем, что метрологические характеристики средства измерения не выходят за пределы допустимых (паспортных) значений.
Если условие для какого-либо СИ не выполнено, то регистрируется факт превышения допустимого отклонения для данного СИ с сохранением в памяти ЭВМ даты обнаружения, абсолютной и относительной величины отклонения результатов измерения массы нефти или НП от вычисленной оценки измеряемой массы нефти или НП с последующим выполнением ретроспективного анализа релевантности результатов контроля СИ исходя из следующего условия:
, где:
N
N
D - заданный порог релевантности контроля по частоте регистрации фактов превышения допустимого значения отклонений, значение порога релевантности задают исходя из условий не более одного факта регистрации на 20 операций отпуска (измерений) (D=0,05), выполненных с применением контролируемого СИ.
Z - количество зарегистрированных фактов превышения допустимой величины отклонения, с момента выполнения последней поверки СИ;
Y - общее количество операций приема, выполненных с применением контролируемого СИ, с момента выполнения последней поверки СИ.
N
Если в результате анализа релевантности результатов контроля выявлено, что условие релевантности контроля выполнено (частота регистрации фактов превышения отклонений больше D), то считают метрологические характеристики данного СИ вышедшими за пределы допустимых значений, исключают данное СИ из схемы учета и проводят его поверку.
Применение ретроспективного анализа результатов контроля по предшествующим операциям отпуска нефти или НП, зарегистрированных с момента последней поверки контролируемых СИ, в полной мере обеспечивает объективную оценку достоверности измерений и релевантности результатов контроля метрологических характеристик СИ массы нефти или НП.
Устройство контроля метрологических характеристик СИ обеспечивает возможность настройки подключения к СИ по любому из стандартных промышленных протоколов, как минимум, из следующего перечня: Modbus, Indastrial Ethernet, HART, CAN-based, ProfiBus, P-Net, FF H1, CC-Link, Fieldbus, Lonworks, KNX, IEEE 802.11; кроме того, устройство обеспечивает возможность настройки получения данных от средств измерения по любому программному протоколу, реализованному производителем СИ, с преобразованием его в канонический протокол устройства.
Для выполнения контроля метрологических характеристик СИ не требуется остановки основного технологического процесса (контроль метрологических характеристик выполняется постоянно в процессе операций отпуска нефти или НП), не требуется наличия отдельных эталонных, поверенных средств измерения или источников эталонных воздействий для каждого типа контролируемых средств измерений.
На чертеже представлена функциональная схема устройства контроля метрологических характеристик СИ, обеспечивающего реализацию заявляемого способа.
Устройство включает блок сопряжения 1 с автоматической системой измерения в резервуарах, вход которого подключен к выходам СИ массы нефти или НП в резервуарах; блок сопряжения 2 с топливораздаточными устройствами с функцией измерения массы (ТРК), вход которого подключен к информационному интерфейсу топливораздаточных устройств с функцией измерения массы (ТРК) и блок сопряжения 3 с СИ в приемных емкостях и баках (бортовыми системами учета - БСУ). Вход блока сопряжения 3 подключается непосредственно к выходам БСУ через беспроводной интерфейс или опосредованно, через корпоративную вычислительную сеть предприятия. Устройство содержит также блок регистрации, анализа и визуализации 4. Входы блока 4 подключены, соответственно, к выходам блоков сопряжения 1, 2 и 3. Вход блока 4 подключен к локальной вычислительной сети (ЛВС) базы топлива (нефтебазы, АЗС).
Блоки сопряжения 1, 2 и 3 обеспечивают возможность подключения к СИ и считывания результатов измерений, по крайне мере, по одному из следующих промышленных протоколов: Modbus, Indastrial Ethernet, HART, CAN-based, ProfiBus, P-Net, FF H1, CC-Link, Fieldbus, Lonworks, KNX, IEEE 802.11 (конкретный набор поддерживаемых протоколов и конфигурация УС определяются набором контролируемых СИ и характеристиками промышленной сети) и преобразованием их к каноническому протоколу обмена данными с блоком 4. Гибкость, высокая адаптируемость и масштабируемость системы достигается за счет применения в качестве аппаратной базы для реализации блоков сопряжения 1, 2, 3 промышленных программируемых контроллеров (Programmable Logic Controller, PLC - класс специализированных устройств, используемых для автоматизации технологических процессов), допускающих расширение внешних физических интерфейсов обмена данными за счет возможности подключения дополнительных конверторов к штатным интерфейсам контроллера и реализации в памяти контроллера алгоритмов преобразования потока данных, поступающих от СИ по протоколу, предусмотренному производителем, к каноническому протоколу обмена данными с блоком 4. В качестве контроллеров для реализации блоков сопряжения 1, 2, 3 могут быть применены контроллеры семейства Simatic S7 или семейства ControlWave, или их аналоги. При этом, в зависимости от топологии ЛВС предприятия, территориального расположения и количества контролируемых СИ, каждый блок сопряжения может быть реализован как на аппаратной базе отдельного контроллера, так и на базе общего с другими блоками сопряжения контроллера, что позволяет обеспечить максимальную гибкость системы.
Блок 4 обеспечивает хранение в энергонезависимой памяти перечня контролируемых СИ, сетевых адресов/идентификаторов СИ, значений нормативных погрешностей для каждого типа СИ, хранение конфигурируемых маршрутов отпуска НП (наборов конкретных экземпляров СИ, задействованных в отдельной операции отпуска), обеспечивает получение и регистрацию в энергонезависимой памяти результатов измерения от каждого из СИ, реализует алгоритм сравнения результатов измерения и анализа соответствия метрологических характеристик СИ, на основании сравнения зарегистрированных отклонений, с предельно допустимыми отклонениями результатов измерений. Результаты контроля отображаются на интегрированном в состав блока 4 информационном дисплее с возможностью распечатки результатов контроля на интегрированном в состав блока 4 печатающем устройстве.
Блок 4 исполнен в виде промышленного терминала, например, на базе промышленного компьютера серии Advantech ARK или iRobo 3000/4000 или аналога, и содержит средства ввода данных, отображения и вывода данных на печать с возможностью подключения к сети передачи данных по протоколу TCP/IP.
Кроме того, блок 4 обеспечивает возможность ручного ввода результатов измерений, выполненных неавтоматизированными СИ в случае перехода на резервную схему учета НП по причине отсутствия или неработоспособности автоматизированного СИ на каком-либо из контролируемых участков отпуска НП или отсутствия связи с БСУ. Блок 4 также обеспечивает возможность ручного ввода или автоматического получения из системы учета НП данных об объекте, в бак/емкость которого осуществляется отпуск нефти или НП и регистрации факта начала и завершения операции приема. Кроме того, блок 4 обеспечивает возможность конфигурирования или получения из системы учета НП вновь создаваемых или изменяемых маршрутов приема.
Устройство работает следующим образом.
На вход блока 4 по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия поступают данные от автоматизированной системы учета о факте начала операции отпуска нефти или НП и данные об объекте, в бак/емкость которого осуществляется отпуск нефти или НП. Блок сопряжения 1 выполняет преобразование поступивших на вход данных о результатах измерения массы нефти или НП в расходном резервуаре на момент начала отпуска к каноническому протоколу обмена данным с блоком 4 и передает их на вход блока 4 для хранения. Блок сопряжения 3 выполняет подключение к БСУ объекта, в бак/емкость которого осуществляется отпуск нефти или НП и выполняет преобразование поступивших на вход данных о результатах измерения массы нефти или НП в баке/емкости на момент начала отпуска к каноническому протоколу обмена данным с блоком 4 и передает их на вход блока 4 для хранения.
В процессе налива НП из резервуара в бак/емкость данные о массе отпущенных нефти или НП поступают от ТРК, на вход блока сопряжения 2. Блок сопряжения 2 выполняет преобразование поступивших на вход данных о массе отпущенных нефти или НП к каноническому протоколу обмена данным с блоком 4 и передает их на вход блока 4 для хранения.
На вход блока 4 по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия поступают данные от автоматизированной системы учета о факте завершения операции отпуска. Блок сопряжения 1 выполняет преобразование поступивших на вход данных о результатах измерения массы нефти или НП в расходном резервуаре на момент завершения отпуска к каноническому протоколу обмена данным с блоком 4 и передает их на вход блока 4 для хранения. Блок сопряжения 3 выполняет подключение к БСУ объекта, в бак/емкость которого осуществляется отпуск нефти или НП и выполняет преобразование поступивших на вход данных о результатах измерения массы нефти или НП в баке/емкости на момент завершения отпуска к каноническому протоколу обмена данным с блоком 4 и передает их на вход блока 4 для хранения.
Факт начала и завершения отпуска регистрируется оператором непосредственно в блоке 4 или поступает на вход блока 4 по ЛВС предприятия от автоматизированной системы учета (АСУ) или от автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУТП).
На основании зарегистрированных данных о факте начала и завершения отпуска вычисляют массу НП, поступивших в резервуары склада, как разницу между массой НП в приемном резервуаре, зарегистрированной на момент завершения слива из транспортировочной емкости, и массой НП в приемном резервуаре, зарегистрированной также на момент начала слива.
По завершении отпуска нефти или НП блок 4 выполняет сравнительный анализ отклонений результатов измерения массы отпущенных нефти или НП по данным каждого из СИ, применяемых для измерения массы нефти или НП в процессе отпуска. Если в результате анализа для какого-либо СИ выявлено отклонение, превышающее допустимый предел, то для данного СИ регистрируется факт выхода метрологических характеристик за пределы допустимых значений и проверяется частота регистрации таких фактов.
Результаты контроля и/или рекомендации по выполнению дальнейших действий по обслуживанию технологического оборудования и СИ отображают на дисплее блока 4 с возможностью распечатки.
Заявляемый способ реализован в Единой автоматизированной системе учета дизельного топлива (ЕАСУ ДТ) на топливных складах Красноярской железной дороги (15 складов), что позволило в течение месяца выявить и устранить отклонения метрологических характеристик четырех ТРК, возникших вследствие нарушения технологии транспортировки и монтажа, пяти единиц СИ в резервуарах и девяти БСУ, установленных на тепловозах приписного парка Красноярской железной дороги. При этом выполнялся контроль метрологических характеристик следующих средств измерения:
- ТРК типа AT, регистрационный номер в ГРСИ 54147-13;
- СИ массы нефти или НП в резервуарах - УИП-9602 «Гамма», регистрационный номер в ГРСИ 16553-03;
- БСУ типа АПК «БОРТ», регистрационный номер в отраслевом реестре средств измерений и испытательного оборудования, допущенных к применению в ОАО «РЖД» МТ.019.2009.
При реализации способа использованы следующие значения параметров контроля:
- предельная относительная погрешность ТРК - 0,15%;
- предельная относительная погрешность СИ в резервуарах - 0,65% при измерении массы нефти или НП до 120 т и 0,5% при измерении массы нефти или НП свыше 120 т;
- предельная относительная погрешность БСУ - 0,65%;
N
- порог релевантности контроля по частоте регистрации фактов превышения допустимого значения отклонений D≤0,05, то есть не более одного превышения допустимого отклонения на 20 измерений с применением данного СИ.
N
Проверка выполнения условий описанного способа контроля была реализована в программном обеспечении ЕАСУ ДТ. В результате применение описанного способа для контроля метрологических характеристик указанных СИ были зарегистрированы факты превышения предельных отклонений измеренного значения массы нефти или НП для отдельных СИ на ряде топливных складов. Релевантность результатов контроля была подтверждена по показателю D. По результатам контроля было принято решение о проведении внеплановой поверки СИ. Поверка подтвердила факт превышения предельного отклонения при измерении массы нефти или НП (наличие систематической погрешности, возникшей из-за ошибки монтажа ТРК, ошибки в калибровочных таблицах резервуаров, неверная настройка параметров БСУ, ошибки в калибровочных таблицах баков тепловозов). В результате проведенных работ по устранению недочетов монтажа, юстировки СИ в резервуарах, градуировки резервуаров и топливных баков тепловозов, корректировки настроек БСУ, систематическая составляющая погрешности была устранена, метрологические характеристики СИ приведены в соответствие с описанием типа СИ. Контроль метрологических характеристик, выполняемый в течение трех месяцев после выполнения поверки и юстировки, показал отсутствие превышения предельных отклонений.