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

Методика поверки

Тип документа

Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ СИМ ВЕКТОР

Наименование

РТ-МП-4974-449-2018

Обозначение документа

ФБУ «Ростест-Москва»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

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

Наименование операции

Номер пункта методики поверки

Проведение операции при:

первичной поверке

периодической поверке

1 Внешний осмотр

6.1

да

да

2 Опробование

6.2

да

да

3 Определение метрологических характеристик

6.3

да

да

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

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

Номер пункта методики поверки

Наименование и тип основных средств поверки

6.3

Установка для поверки уровнемеров 1 разряда по ГОСТ 8.477-82

Рулетка измерительная металлическая 2-го класса по ГОСТ 7502-98, компарированная по 3 разряду (ГОСТ Р 8.763-2011) в соответствии с МИ 1780-87;

Калибратор многофункциональный Calog-PRO-R (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 47999-11), диапазон измерений постоянного тока от 0 до 20 мА, погрешность ±0,0024 мА + 1 е.м.р

Термометр   сопротивления   платиновый   вибропрочный   ТСПВ-1.1,

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 50256-12)

Измеритель-регулятор температуры многоканальный прецизионный МИТ 8.03, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 19736-05)

Плотномер ПЛОТ-3, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 20270-12)

Примечание - Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

  • 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

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

SIM HMI

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже vl.03

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

16154(3F1 А)

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

Р15 =

Р° изм ■ К

CTLp

(2)

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, mj, определить по формуле (3):

Г15 = Г20 • [1 + (2аСТ + as) • (Г, - 20)] • CTLV,

(3)

где аСТ -температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, °C’1 (вводится при программировании системы). Значение температурного коэффициента линейного расширения материала стенки меры вместимости аст 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 as 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 as принимают равным 0;

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

У2о~Уж- Уп,

(4)

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

т ZIl

(5)

р N

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

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

(6)

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

тн =т- тБ,

(7)

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

т _m-(WM_B.+Wxc+WMn)

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;

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

^•[1 + 2^. -(Т,, -20)]

(Ю)

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

аст -температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, °C'1 (вводится при программировании системы). Значение температурного коэффициента линейного расширения материала стенки меры вместимости аст 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

тн =т- тБ,

(11)

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

(12)

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

Wzi//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

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов. %

  • — при массе до 120 т

  • - при массе 120 т и более

±0.35

±0.30

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти. %

  • - при массе до 120 т

  • - при массе 120 т и более

±0.35

±0.30

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти. %

  • - при массе до 120 т

  • - при массе 120 т и более

±0.75

±0.60

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

И.В. Беликов

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель