Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов №708» (МП 0664-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА

НЕФТЕПРОДУКТОВ № 708

Методика поверки

МП 0664-14-2017

Начальник НИО-14

Н. Груздев

Тел. (843) 299-70-52

Казань

2017

ИСПОЛНИТЕЛИ

Фаткуллин А.М.

2 УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

3 ВВЕДЕНА

ВПЕРВЫЕ

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и (или) распространен без разрешения ФГУП «ВНИИР».

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средства измерений единичного производства «Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 708» (далее - система) и устанавливает методику её первичной и периодической поверок.

Первичная поверка системы выполняется согласно части 1 ст. 13 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и приказа Минпромторга России от 2 июля 2015 г. №1815 до ввода её в эксплуатацию, а также после её ремонта.

Периодическая поверка системы выполняется в процессе её эксплуатации.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

Интервал между поверками - 12 месяцев.

• 1.1 При проведении поверки системы выполняют операции поверки:

• - внешний осмотр (6.1);

• - подтверждение соответствия программного обеспечения (6.2);

• - опробование (6.3);

• - определение (контроль) метрологических характеристик (6.4);

• - контроль относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов (6.4.1).

• 1.2 Поверку системы прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

Установки поверочные СР, СР-М модификация установка поверочная СР, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 27778-15, диапазон расхода измеряемой среды от 3,972 до 3972 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 % (далее - ТПУ).

• 2.2 Рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности», диапазон измерения от 700 до 1700 кг/м³, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,10 кг/м³.

• 2.3 Другие эталоны, средства поверки, приведенные в методиках поверки средств измерений, входящих в состав системы.

• 2.4 Допускается применение эталонов, средств поверки, не приведенных в перечне, но обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые нормативными, правовыми документами:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101), «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 27.12.2012 г. № 784), а также другие действующие отраслевые нормативные документы;

• - правила безопасности при эксплуатации используемых средств измерений, приведенные в их эксплуатационной документации;

• - «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок», утвержденные приказом Минтруда России от 24 июля 2013 г. № 328н;

• - «Правила устройства электроустановок (ПУЭ) потребителей».

При проведении поверки системы характеристики системы, измеряемой среды должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1

Окончание таблицы 1

Подготовку эталонов, средств поверки и системы осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 6.1 Внешний осмотр

  • 6.1.1 При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид.

    • 6.1.1.1 Комплектность системы должна соответствовать её описанию типа.

    • 6.1.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

• - на компонентах системы не должно быть механических повреждений и дефектов, препятствующих её применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• - средства измерений, входящие в состав системы, должны быть поверены и иметь свидетельства о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) средств измерений, заверяемых подписью поверителя и знаком поверки и (или) пломбы, несущие на себе знак поверки, в соответствии с их методикой поверки и (или) МИ 3002-2006 «Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Средства измерений, входящие в состав системы, поверяют в соответствии с методиками поверки, приведенными в приложении А.

• 6.1.2 Система, не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения

  • 6.2.1 Для подтверждения соответствия программного обеспечения системы осуществляют проверку идентификационных данных программного обеспечения системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных метрологически значимой части программного обеспечения осуществляют в соответствии с руководством пользователя на программное обеспечение системы.

  • 6.2.3 Идентификационные данные программного обеспечения системы должны соответствовать сведениям, приведенным в описание типа на систему.

• 6.3 Опробование

  • 6.3.1 Опробуют систему путем увеличения или уменьшения скорости потока (расхода) нефтепродукта в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении скорости потока (расхода) нефтепродукта соответствующим образом изменялись показания на мониторе компьютера автоматизированного рабочего места оператора системы и на дисплее контроллера.

• 6.3.2 Проверяют герметичность гидравлической схемы системы.

Проверку герметичности системы проводят согласно эксплуатационной документации на систему.

Система считается выдержавшим проверку, если на элементах и компонентах системы нет протечек нефтепродукта или снижения давления в системе.

• 6.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

  • 6.4.1   Контроль относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов

    • 6.4.1.1 Определение относительной погрешности системы при измерениях массы нефтепродукта осуществляют в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

По ГОСТ Р 8.595 (5.8.3) при косвенном методе динамических измерений пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта бт, %, вычисляют по формуле

б_т = ±1,1 • ^5V²+G²-(бр²+р²-10⁴ ■ ДТ_р²) + р²-10⁴ • ДТ²+5N² ,             (1)

где 5V - относительная погрешность измерений объема нефтепродукта, %;

5р - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

ДТр, - абсолютные погрешности измерений температуры нефтепродукта ДЪ       при измерениях его плотности и объема соответственно, °C;

Р - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, определяют по ГОСТ Р 8.595 (Приложение А), 1/°С;

5N - предел допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации или контроллера (из свидетельства об утверждении типа или свидетельства о поверке), %;

коэффициент, вычисляемый по формуле

1 + 2-р-Т “1 + 2ф-Т_р ’

где Tv, Т_р - температура нефтепродукта при измерениях его объема и плотности соответственно, °C.

Относительную погрешность измерений плотности нефтепродукта бр, %, вычисляют по формуле

бр = -^-Ю0,                        (3)

Рмин

где Др - абсолютная погрешность измерений плотности нефтепродукта, кг/м³;

рмин       минимальное значение плотности нефтепродукта в системе, кг/м³.

• 6.4.1.2 Результат вычислений по формуле (1) выражают двумя значащими цифрами в соответствии с СТ СЭВ 543-77 «Числа. Правила записи и округления». Сохраняемую значащую цифру в относительной погрешности измерений массы нефтепродукта при округлении увеличивают на единицу, если отбрасываемая цифра не указываемого младшего разряда больше либо равна пяти, и не изменяют, если она меньше пяти в соответствии с ГОСТ Р 8.736-2011 «ГСИ. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения».

Структура образования относительной погрешности измерении массы нефтепродукта по формуле (1) при предельных значениях параметров нефтепродуктов в системе приведен в приложении Б.

• 6.4.1.3  Результат поверки признают положительным, если значение относительной погрешности измерений массы нефтепродукта системой не превышает ±0,25 %.

• 7.1 Положительные результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке и (или) записью в паспорте (формуляре), заверяемой подписью поверителя и знаком поверки.

• 7.2 Особенности конструкции системы не позволяют нанести знак поверки непосредственно на систему. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или на паспорт (формуляр) системы.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют, гасят знак поверки и выдают извещение о непригодности с указанием причин.

А.1 Поверку средств измерений, входящих в состав системы и предназначенных для измерений нескольких величин или имеющих несколько поддиапазонов измерений, но используемых для измерений меньшего числа величин или на меньшем числе поддиапазонов, или в более узком диапазоне измерений, допускается проводить на основании письменного заявления владельца системы, оформленного в произвольной форме.

А.2 На месте эксплуатации системы осуществляют поверку средств измерений:

• - преобразователи расхода турбинные НТМ12 (далее - ПР);

• - преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847 модификации 7835 (далее - ПП).

А.З Поверку ПР осуществляют на месте эксплуатации системы по документу МИ 3380-12 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой».

А.4 Поверку ПП осуществляют на месте эксплуатации системы по документу МИ 2816-2012 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации».

А.5 Поверку других средств измерений, входящих в состав системы, осуществляют по документам, приведенным в их описании типа.

Приложение Б (справочное) Структура образования относительной погрешности измерений массы нефтепродукта

Б.1 Структура образования относительной погрешности измерений массы нефтепродукта по формуле (1) при предельных значениях параметров нефтепродукта в системе приведена в таблице Б.1.

Таблица Б.1

Б.2 Относительная погрешность измерений массы нефтепродукта не превышает ±0,25 %.