Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 590» (МП 0602/1-311229-2020)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 590

Наименование

МП 0602/1-311229-2020

Обозначение документа

ООО Центр Метрологии "СТП"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ООО Центр Метрологии «СТП»

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

«УТВЕРЖДАЮ»

директор по испытаниям логии «СТП» _ В.В. Фефелов

2020 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 590

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 0602/1-311229-2020

г. Казань

2020

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 590 (далее - СИКН), заводской № 590, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

Интервал между поверками - 1 год.

1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны быть выполнены следующие операции:

  • - проверка технической документации (6.1);

  • - внешний осмотр (пункт 6.2);

  • - опробование (пункт 6.3);

  • - определение метрологических характеристик (пункт 6.4);

  • - оформление результатов поверки (раздел 7).

Примечание - При получении отрицательных результатов поверки по какому-либо пункту методики поверки поверку СИКН прекращают,

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ
  • 2.1 При проведении поверки СИКН применяют следующие средства поверки:

  • - термогигрометр ИВА-6, модификация ИВА-6Н-КП-Д, диапазон измерений относительной влажности от 0 до 98 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений относительной влажности ±2 % в диапазоне измерений от 0 до 90 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений относительной влажности ±3 % в диапазоне измерений от 90 до 98 %, диапазон измерений температуры от 0 до 60 °C, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения температуры ±0,3 °C, диапазон измерений атмосферного давления от 300 до 1100 гПа, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений атмосферного давления ±2,5 гПа в диапазоне от 700 до 1100 гПа.

  • 2.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКН с требуемой точностью.

  • 2.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; средства измерений (далее - СИ) должны иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенную подписью работника аккредитованного юридического лица или индивидуального предпринимателя, проводившего поверку СИ (далее - поверитель), и знаком поверки.

3 ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ
  • 3.1 При проведении поверки должны соблюдаться требования:

  • - правил технической эксплуатации электроустановок потребителей;

  • - правил безопасности при эксплуатации средств поверки и СИКН, приведенных в их эксплуатационных документах;

  • - инструкций по охране труда, действующих на объекте.

  • 3.2 К проведению поверки допускаются лица, изучившие настоящую методику поверки, руководства по эксплуатации СИКН и средств поверки и прошедшие инструктаж по охране труда.

4 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки СИКН должны соблюдаться следующие условия:

  • - температура окружающего воздуха в операторной, °C

    от плюс 5 до плюс 35

    от 30 до 80

    от 96 до 104

  • - относительная влажность, %

  • - атмосферное давление, кПа

5 ПОДТОГОВКА К ПОВЕРКЕ
  • 5.1 Средства поверки и вторичную часть измерительных каналов (далее - ИК) СИКН выдерживают при условиях, указанных в разделе 4, не менее трех часов.

  • 5.2 Средства поверки и СИКН подготавливают к работе в соответствии с их эксплуатационными документами.

6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ 6.1 Проверка технической документации
  • 6.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют наличие:

  • - руководства по эксплуатации на СИКН;

  • - паспорта на СИКН;

  • - паспортов (формуляров) всех СИ, входящих в состав СИКН;

  • - действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью’поверителя и знаком поверки всех СИ, входящих в состав СИКН;

  • - свидетельства о предыдущей поверке СИКН (при периодической поверке).

  • 6.1.2 Результаты проверки технической документации считают положительными при наличии всей технической документации по 6.1.1,

6.2 Внешний осмотр
  • 6.2.1 При проведении внешнего осмотра СИКН контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКН.

  • 6.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКН устанавливают состав и комплектность СИКН. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в паспорте на СИКН. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, записям в паспорте на СИКН.

  • 6.2.3 Проверяют герметичность всех узлов соединений, контролируют отсутствие утечки рабочей среды, отсутствие механических повреждений и загрязнений, следов коррозии, посторонних шумов и вибраций.

  • 6.2.4 Проверяют целостность пломб и клейм на СИ, входящих в состав СИКН.

  • 6.2.5 Результаты внешнего осмотра считают положительными, если монтаж СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКН, внешний вид и комплектность СИКН соответствуют требованиям технической документации.

  • 6.3 Опробование

6.3.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКН
  • 6.3.1.1 Подлинность и целостность программного обеспечения (далее - ПО) СИКН проверяют сравнением идентификационных данных ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и отраженными в описании типа СИКН.

  • 6.3.1.2 Результаты подтверждения соответствия ПО СИКН считают положительными, если идентификационные данные ПО совпадают с указанными в описании типа.

6.3.2 Проверка работоспособности СИКН
  • 6.3.2.1 Приводят СИКН в рабочее состояние в соответствии с эксплуатационной документацией. Проверяют прохождение сигналов средств поверки, имитирующих измерительные сигналы (от 4 до 20 мА). Проверяют на дисплее монитора операторской станции управления СИКН показания по регистрируемым в соответствии с конфигурацией СИКН параметрам технологического процесса.

  • 6.3.2.2 Результаты проверки работоспособности СИКН считают положительными, если при увеличении и уменьшении значения входного сигнала (от 4 до 20 мА) соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на дисплее монитора операторской станции управления.

  • 6.4 Определение метрологических характеристик

6.4.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти
  • 6.4.1.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти при косвенном методе динамических измерений 3М6, %, рассчитывают по формуле

5мб = Н1 ’    +++^n ,                            (!)

где        - пределы относительной погрешности измерений объема нефти, %;

Зр - пределы относительной погрешности измерений плотности нефти, %;

Зт - составляющая относительной погрешности измерений массы брутто нефти за счет абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при измерениях ее объема и плотности, %;

3N - пределы допускаемой относительной погрешности измерительновычислительного комплекса, %.

  • 6.4.1.2 Составляющую относительной погрешности измерений массы брутто нефти за счет абсолютных погрешностей измерений температуры нефти при измерениях ее объема и

плотности 8Т, %, рассчитывают по формуле

/Г-100

1+/?'•(?;-г,)

(2)

коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (согласно приложению А ГОСТ 8.595-2004);

^Тр

пределы абсолютной погрешности измерений температуры нефти при измерениях ее плотности (Гр), %;

^Tv

пределы абсолютной погрешности измерений температуры нефти при измерениях ее объема (Tv), %.

  • 6.4.1.3 Результаты определения относительной погрешности измерений массы брутто нефти считают положительными, если относительная погрешность измерений массы брутто нефти, рассчитанная по формуле (1), не выходит за пределы ±0,25 %.

6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти
  • 6.4.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти 8Мн, %,

рассчитывают по формуле

, (д^)2+(д^„)2+(ди;с)2

100

(3)

где 3We -

3Wn -

W

п

W

гг хс

абсолютная погрешность определений массовой доли воды, %;

абсолютная погрешность определений массовой доли механических примесей в нефти, %;

абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей, %; массовая доля воды в нефти, %;

массовая доля механических примесей в нефти, %;

массовая доля хлористых солей в нефти, %.

  • 6.4.2.2 Абсолютные погрешности измерений массовой доли механических примесей и массовой доли хлористых солей в испытательной лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015. Для доверительной вероятности Р=0,95 и при двух измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений А, % массы, вычисляют по формуле

(4)

где Лиг - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, % массы.

  • 6.4.2.3 Абсолютную погрешность определений массовой доли механических примесей АЖЛ, %, вычисляют по формуле

    д^„

(5)

где Rn - воспроизводимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях, %;

гп - сходимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях, %.

  • 6.4.2.4 Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей Rxc по

ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости гхс. Значение сходимости гхст, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм3, переводят в % массы по формуле

„ _     * ГХст

(6)

гхс ~     д ’

Ризм

где

- плотность нефти, приведенная к условиям измерений, кг/м3. гизм

  • 6.4.2.5 Абсолютную погрешность определений массовой доли хлористых солей АРКХ<?, %, вычисляют по формуле

(7)

  • 6.4.2.6 Абсолютную погрешность определений массовой доли воды AF7e, %, вычисляют

    по формуле:

(8)

где Re - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в массовых долях, %; гв - сходимость метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в массовых долях, %.

  • 6.4.2.7 Результаты расчета по формулам (4) - (8) округляют до третьего знака после запятой, по формуле (3) - до второго знака после запятой.

  • 6.4.2.8 Результаты определения относительной погрешности измерений массы нетто нефти считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти не превышают ±0,35 %.

  • 6.5 Результаты поверки СИКН считают положительными, если результаты по 6.1 -

  • 6.4 положительные.

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

  • 7.2 В соответствии с установленным законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений порядком, при положительных результатах поверки СИКН оформляют свидетельство о поверке СИКН (знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН), при отрицательных результатах поверки СИКН - извещение о непригодности к применению.

  • 7.3 По заявлению владельца СИКН, на оборотной стороне свидетельства о поверке указывают дополнительную информацию: «Результаты поверки СИКН действительны в течение межповерочного интервала, если результаты поверки СИ, входящих в состав СИКН, в течение их межповерочного интервала, установленного при их утверждении типа, удостоверены действующим знаком поверки и (или) свидетельством о поверке, и (или) записью в паспорте (формуляре) СИ, заверяемой подписью поверителя и знаком поверки».

6 из 6

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель