Инструкция «Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1241» (МП 0672-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ № 1241

Методика поверки

МП 0672-14-2017 с изменением № 1

______Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2018

Изменение № 1 утверждено ФГУП «ВНИИР» «13» июля 2018 г.

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1241 (далее - система) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Интервал между поверками средств измерений из состава системы, за исключением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной OGSB и термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 1 год.

Интервал между поверками установки поверочной трубопоршневой двунаправленной OGSB (далее - ПУ) - 2 года.

Интервал между поверками термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 -3 года.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 2.1 ПУ (рабочий эталон единицы объемного расхода жидкости 1 разряда по ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости» или ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости») с пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.

• 2.2 При проведении поверки средств измерений (СИ) в составе системы применяют средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки СИ, входящих в состав системы и приведенных в таблице 3 настоящей методики поверки.

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

- «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 НД;

правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

правилами технической эксплуатации электроустановок;

правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

Поверку системы осуществляют на месте эксплуатации. Перед началом поверки определяют кинематическую вязкость измеряемой среды.

Характеристики системы и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие параметров измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефтепродуктов.

Таблица 2

Окончание таблицы 2

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

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность системы должна соответствовать технической документации;

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

• - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать технической документации;

• - СИ, входящие в состав системы, должны иметь действующие свидетельства о поверке и (или) знаки поверки.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

  • 6.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

  • 6.2.2 Для подтверждения соответствия ПО комплекса измерительно-вычислительного ТН-01 (далее - ИВ К) заявленным идентификационным данным необходимо на экранной форме «Основное окно» вызвать экранную форму «Сведения о ПО» с помощью одноимённой кнопки.

На экранной форме «Сведения о ПО» в виде таблицы отображаются идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК. Метрологически значимая часть ПО представлена набором программных модулей, выполняющих определённые вычислительные операции.

Идентификация каждого модуля проводится по его наименованию, номеру версии и контрольной сумме. Эти данные указываются в полях «Идентификационное наименование», «Версия» и «Цифровой идентификатор» таблицы.

При загрузке ПО ИВК автоматически проверяет целостность программных модулей метрологически значимой части ПО и при установлении соответствия загружает их в память ИВК. Факт успешной загрузки модуля отражается текстом «Модуль загружен» в поле «Состояние» таблицы.

Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО (идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в разделе «Программное обеспечение» описания типа системы для ИВК.

• 6.2.3 Для просмотра идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора необходимо вызвать экранную форму «Контроль целостности ПО». Идентификационные данные должны соответствовать данным указанным в описании типа системы.

• 6.3 Опробование

  • 6.3.1 Опробование проводят в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.

Проверяют действие и взаимодействие компонентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, возможность получения отчета следующим образом:

• - проверяется наличие электропитания на элементах системы и средствах поверки;

• - проверяется наличие связи между первичными преобразователями, вторичной аппаратурой и ИВК, ИВК и АРМ оператора системы путем визуального контроля меняющихся значений измеряемых величин на дисплее компьютера АРМ оператора;

• - проверяется работоспособность запорно-регулирующей арматуры путем ее открытия и закрытия;

• - используя принтер компьютера АРМ оператора системы распечатываются пробные отчеты (протоколы поверки, оперативные отчеты).

• 6.3.2 Проверяют герметичность системы.

Оперативным персоналом путем визуального осмотра проверяется отсутствие утечек измеряемой среды через элементы оборудования и СИ системы.

На элементах оборудования и СИ системы не должно наблюдаться следов измеряемой среды.

При обнаружении следов измеряемой среды на элементах оборудования или СИ поверку прекращают и принимают меры по устранению утечки измеряемой среды.

• 6.4 Определение метрологических характеристик

  • 6.4.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с документами, приведенными в таблице 3. СИ, участвующие в определении массы нефтепродукта или результаты измерений которых влияют на погрешность измерений массы нефтепродукта, подлежат поверке.

Таблица 3

Окончание таблицы 3

СИ из вспомогательных технологических систем, не участвующие в определении массы измеряемой среды, а также СИ результаты измерений, которых не влияют на погрешность измерений массы измеряемой среды (преобразователи разности давления, манометры, установленные на фильтрах блока измерительных линий и блока измерений показателей качества (далее - БИК), расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 в БИК), подлежат калибровке или добровольной поверке с периодичностью и в соответствии с требованиями документов на поверку, указанных в их описаниях типа.

Измененная редакция. Изменения № 1.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов системой.

Относительную погрешность измерений массы нефтепродуктов системой дМ_Б, %, при косвенном методе динамических измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» вычисляют по формуле

ЗМ_Б = ±1,1 • _y]3y²+G²-(3²+]3² -10⁴ • ДГ²) + >9² -10⁴ -АГ² +£² ,

где       3_V - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефтепродуктов с применением ТПР, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

\ + 2-0-T_v

i + 2-р-Т;

где /3 - коэффициент объемного расширения нефтепродуктов, 1/°С (Приложение А

ГОСТ Р 8.595);

Т_р,Ту - температура нефтепродуктов на момент поверки при измерениях плотности и объема нефтепродуктов соответственно,°C;

З_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности

нефтепродуктов с применением ПП, %, вычисляют по формуле

•100,

(3)

где Др - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м³;

p_min - нижний предел рабочего диапазона плотности нефтепродуктов, кг/м³;

ЗТ_р, ЗТу - абсолютные погрешности измерений температуры нефтепродуктов

Т Т °Р*

3_N - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении массы нефтепродуктов, %.

Относительная погрешность измерений массы нефтепродуктов не должна превышать ± 0,25 % для рабочих ТПР и ± 0,20 % для контрольно-резервного ТПР применяемого в качестве контрольного.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 (далее — Порядок проведения поверки СИ).

На лицевой стороне свидетельства о поверке системы указывают диапазон измеряемого расхода системы, определяющийся значениями минимального и максимального расхода. За значение минимального расхода принимают минимальный средний расход того преобразователя расхода, у которого расход среди всех рабочих ТПР наименьший (согласно свидетельствам об их поверке), или значение минимального расхода, указанного в описании типа системы, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму максимальных расходов ТПР, установленных на рабочих измерительных линиях системы (согласно свидетельствам об их поверке), или значение максимального расхода, указанного в описании типа системы, если оно меньше.

На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 Порядка проведения поверки СИ.

10