Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ СИМ ВЕКТОР» (РТ-МП-4974-449-2018)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ «ГОСУДАРСТВЕННЫЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР СТАНДАРТИЗАЦИИ,

МЕТРОЛОГИИ И ИСПЫТАНИЙ В Г. МОСКВЕ»

(ФБУ «РОСТЕСТ — МОСКВА»)

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель генерального директора

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ СИМ ВЕКТОР

Методика поверки

РТ-МП-4974-449-2018

г. Москва

2018 г.

• 1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящая методика поверки распространяется на системы измерений массы нефтепродуктов СИМ ВЕКТОР (далее - системы), изготавливаемые ООО «ОКБ Вектор», г. Москва, и устанавливает объём и методы их первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - 2 года.

• 2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны выполняться операции, указанные в таблице 1. Таблица 1- Операции поверки

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

3.1 Основные и вспомогательные средства поверки, указаны в таблице 2. Таблица 2- Основные и вспомогательные средства поверки

• 3.2 Средства поверки должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке.

• 4 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

  • 4.1 При проведении поверки должны выполняться следующие требования безопасности:

• - к проведению поверки допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности на рабочем месте и имеющие группу по технике электробезопасности не ниже второй;

• - вся аппаратура, питающаяся от сети переменного тока, должна быть заземлена;

• - все разъёмные соединения линий электропитания и линий связи должны быть исправны;

• - соблюдаться требования безопасности, указанные в технической документации на систему и компоненты системы, применяемые средства поверки и вспомогательное оборудование;

• - поверитель должен соблюдать правила пожарной безопасности.

• 5 УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны быть соблюдены следующие условия:

• - температура окружающей среды - (20 ± 15) °C;

• - относительная влажность окружающего воздуха - от 30 до 80 %;

• - атмосферное давление - от 84 до 106 кПа;

• 6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

  • 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре установить: соответствие комплектности паспорту ВГАР. 421417.001 ПС; отсутствие дефектов, влияющих на работу системы и её компонентов; наличие и сохранность маркировки; чистоту и механическую исправность разъемов.

Результат считается положительным, если: комплектность системы соответствует ВГАР. 421417.001 ПС; отсутствуют дефекты, влияющие на работу системы и её компонентов; наличие и сохранность маркировки; чистота и механическая исправность разъемов.

• 6.2 Опробование

  • 6.2.1 При опробовании устанавливают правильное функционирование системы. Для этого выводят на экран информацию об измерениях уровня, температуры, давления, массы и значения из градуировочных таблиц на резервуары.

Допускается совместить опробование с п. 6.3 настоящей методики поверки.

Результат считается положительным, если на экран выводится информация об измерениях уровня, температуры, давления, массы и значения из градуировочных таблиц на резервуары.

• 6.2.2  Проверить соответствие идентификационных данных программного обеспечения (далее - ПО). Для этого необходимо выполнить следующее: после включения и загрузки вычислительного компонента нажать на клавишу "ВХОД"; появится главное меню, в нижней части которого будут указаны версия ПО и цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма).

Результат считается положительным, если идентификационные данные совпадают с данными, указанными в таблице 3.

Таблица 3- Идентификационные данные программного обеспечения

6.3 Определение метрологических характеристик

• 6.3.1 Для этого проверяют наличие действующих свидетельств о поверке на все измерительные компоненты.

Результат считается положительным, если на все измерительные компоненты есть действующее свидетельства о поверке.

• 6.3.2 Определение погрешности измерений объема

Для этого проверяют наличие действующих градуировочных таблиц на все резервуары. Значения из градуировочных таблиц должны быть занесены в систему.

Результат считается положительным, если на все резервуары есть действующие градуировочные таблицы и значения из градуировочных таблиц совпадают со значениями занесенными в систему.

• 6.3.3 Определение погрешности измерений массы

• 6.3.3.1 Массу брутто, т, кг, нефти и нефтепродуктов косвенным методом статических измерений для систем исполнений 1 и 3 определить по формуле

  (1)

Я7 = р₁₅-Е,₅

где pis - плотность нефти / нефтепродуктов приведенная к значению плотности при температуре 15 °C

где роизм - плотность нефти / нефтепродуктов, измеряемая с помощью ареометра или лабораторного плотномера в лабораторных условиях с учетом систематической погрешности метода или с помощью преобразователя плотности в мере вместимости, в соответствии с ГОСТ Р 8.903-2015, кг/м³;

CTLp - коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти ! нефтепродуктов в лаборатории или в преобразователе плотности на объем нефти / нефтепродуктов, определяемый в соответствии с ГОСТ Р 8.903-2015, приложение А;

К - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла ареометра, полученный по данным лаборатории. При измерениях плотности с применением преобразователя плотности принимается равным 1.

Г/5~ объем нефти / нефтепродуктов для горизонтального резервуара, m^j, определить по формуле (3):

Г₁₅ = Г₂₀ • [1 + (2а_СТ + a_s) • (Г, - 20)] • CTL_V,

где а_СТ -температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, °C’¹ (вводится при программировании системы). Значение температурного коэффициента линейного расширения материала стенки меры вместимости а_ст для стали принимают равным 12,5-10'⁶ °C'¹;

а.. - температурный коэффициент линейного расширения материала СИ уровня нефти/нефтепродуктов, 12,5 -10’⁶ °C'¹. Значение температурного коэффициента линейного расширения материала СИ уровня нефти/нефтепродуктов a_s для нержавеющей стали принимают равным 12,5-10'⁶ °C'¹, для алюминия - 23 10'⁶ °C'¹. При применении СИ уровня, изготовленных из других материалов, вводят температурные поправки к измеренному уровню нефти/нефтепродуктов, при этом значение температурного

коэффициента линейного расширения материала СИ уровня нефти/нефтепродуктов a_s принимают равным 0;

V₂o - объем в м³ продукта в мере вместимости, вычисляемый по формуле

У₂о~Уж- Уп,

где Уж - объем жидкости (нефть/нефтепродукты, подтоварная вода), м³, на измеряемом уровне Я, м, определяемый по ГОСТ 8.346, ГОСТ 8.570, ГОСТ Р 8.563, по документам на методики поверки, по формуле (6). Данные градуировочных таблиц должны соответствовать температуре стенки мер вместимости, равной 20 °C.

Уп - объем подтоварной воды, м³, на измеряемом уровне Я м, определяемый по ГОСТ 8.346, ГОСТ 8.570, ГОСТ Р 8.563, документам на методики поверки, по формуле (6).

CTLy - коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов в мере вместимости на объем нефти/нефтепродуктов, определяемый в соответствии с ГОСТ Р 8.903-2015, приложение А;

Тр - средняя температура продукта в мере вместимости, °C, вычисленная по формуле

^р N

где Я - число точек измерения температуры в резервуаре (не менее 5);

7) - температура, измерений датчиком температуры под номером /, °C.

где Я-значение уровня, измеренное измерительным компонентом, м;

Нокр ~ ближайшее к Я меньшее значение уровня градуировочный таблицы резервуара, м, значение измеренного уровня, округленное с точностью до 1 см (вводится при программировании системы);

Ун - значение объема из градуировочной таблицы, соответствующее значению уровня Нокр, м³ (вводится при программировании системы);

Ун+1 - значение объема из градуировочной таблицы, следующее за значением объема Ун, м³ (вводится при программировании системы);

А - шаг градуировочной таблицы резервуара равный 0,01 м (вводится при программировании системы).

• 6.3.5.2 Массу нетто, тн, кг, нефти и нефтепродуктов косвенным методом статических измерений для систем исполнений 1 и 3 определить по формуле

т_н =т- т_Б,

где т - масса брутто по формуле (1) тв - масса балласта, кг, определить по формуле

_т _^m-(W_M_B.₊W_xc+W_Mn)

где Wm.b. - массовая доля воды в товарной нефти, %, должна определяться вспомогательным оборудованием по ГОСТ 2477 (вводится при программировании системы);

Wxc. - массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %, должна вспомогательным оборудованием определяться по ГОСТ 21534 (вводится при программировании системы);

Ww.n. - массовая доля механических примесей в товарной нефти, %, должна определяться вспомогательным оборудованием по ГОСТ 6370 (вводится при программировании системы).

• 6.3.5.3 Массу брутто, т. кг, нефти и нефтепродуктов косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе для систем исполнений 2 и 3 определить по формуле

  

  g

(9)

где Р - гидростатическое давление столба нефти / нефтепродуктов, Па, измеренное датчиком дифференциального давления измерительного компонента;

g - ускорение силы тяжести, м/с²;

S_cp - средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м², определить по формуле

где V20 - объем в м³ продукта в мере вместимости, вычисляемый по формуле (4);

а_ст -температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, °C'¹ (вводится при программировании системы). Значение температурного коэффициента линейного расширения материала стенки меры вместимости а_ст для стали принимают равным 12,5 -10’⁶ °C'¹;

Тр - средняя температура продукта в мере вместимости, °C, вычисленная по формуле (5).

• 6.3.3.2 Массу нетто, тц, кг, нефти и нефтепродуктов косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе для систем исполнений 2 и 3 определить по формуле

т_н =т- т_Б,

где т - масса брутто по формуле (12)

тр - масса балласта, кг, определить по формуле где Ид/в - массовая доля воды в товарной нефти, %, должна определяться вспомогательным оборудованием по ГОСТ 2477 (вводится при программировании системы);

100

W_xc ~ массовая доля хлористых солей в товарной нефти. %. должна вспомогательным оборудованием определяться по ГОСТ 21534 (вводится при программировании системы):

W^zi//7 - массовая доля механических примесей в товарной нефти. %. должна определяться вспомогательным оборудованием по ГОСТ 6370 (вводится при программировании системы).

Результат считается положительным, если пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы не превышают значений указанных в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 7.1  При положительных результатах поверки знак поверки наносится на свидетельство о поверке в соответствии установленными нормативными и правовыми документами. Свидетельства о поверке выдаются на систему для каждого резервуара с перечислением всех измерительных компонентов установленных на каждом из них. В свидетельстве о поверке на систему указывается один резервуар (тип. заводской номер) и все измерительные компоненты (наименование, тип. заводской номер) установленные на нём.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки колонки выдают извещение в соответствии установленными нормативными и правовыми документами.

Разработали:

А.Л. Сулин

Начальник лаборатории № 449

Ведущий инженер по метрологии лаборатории № 449