Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 801» (Код не указан!)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 801

Наименование

Код не указан!

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И

МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

|.

Г"

//

I \ х

■а^^т^^директора

^p^iM^gpyn «ВНИИР»

А.С. Тайбинский

2017 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 801

Методика поверки с изменением № 1

Начальник/НИО-14 ФГУП «ВНИИР»

_____^ГГ~ Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2017

ИСПОЛНИТЕЛИ

Проккоев В. В„ кандидат физико-математических наук, Шуляк Л. Я„ Анисимова Е. А.

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 801 (далее - система), принадлежащую ООО «ЮрскНефть», и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки. (Измененная редакция, Изм. №1)

Межповерочный интервал один год.

  • 1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1 Внешний осмотр (6.1);

  • 1.2 Опробование (6.2);

  • 1.3 Определение метрологических характеристик (MX):

    • 1.3.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав системы (6.3.1);

    • 1.3.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти (6.3.2).

  • 2 Средства поверки

    • 2.1 Установка трубопорщневая поверочная стационарная «Прувер С-280» (далее - ПУ) верхний предел диапазона измерений расхода 280 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема ± 0,09 %;

    • 2.2 Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), диапазон измерений от 700 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,30 кг/м3;

    • 2.3 Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее - ИВК), пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения коэффициента преобразования массового преобразователя расхода ± 0,04 %, массы нефти ± 0,05 %.

    • 2.4 Другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (НД) на поверку СИ, входящих в состав системы,

  • 3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

  • 3.1 Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности;

  • 3.2 Правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

  • 3.3 Правилами технической эксплуатации электроустановок (ПТЭ);

  • 3.4 Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБ).

  • 4 Условия поверки

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

  • 5 Подготовка к поверке

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы и НД на поверку СИ, входящих в состав системы.

  • 6 Проведение поверки

    • 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, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

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

  • 6.2 Опробование

Опробование проводят в соответствии с НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

  • 6.3 Определение MX

6.3.1 Определение MX СИ, входящих в состав системы Определение MX СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД,

приведенными в таблице 1.

Таблица 1

Наименование СИ

НД

Счетчик-расходомер массовый (далее - СРМ)

МИ 3151-2008 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи массового расхода методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

МИ 2403-97 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные вибрационные "Солартрон" типов 7830, 7835 и 7840»

МИ 2816-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

Преобразователь давления измерительный 3051

МИ 1997-89 Рекомендация. ГСИ. «Преобразователи давления измерительные. Методика поверки»

Датчики температуры 644

Документ «Датчики температуры 644, 3144Р. Методика поверки» согласованной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2008г.

ИВК

МИ 2587-2005 Рекомендация. ГСИ. «Комплекс измерительно-вычислительный    ИМЦ-03.    Методика

поверки»

Влагомер нефти поточный

МИ 2366-2005 «Рекомендация. ГСИ. Влагомеры нефти поточные типа УДВН-1. Методика поверки»

ПУ

МИ 2974-2006 «Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с компаратором»

(Измененная редакция, Изм. №1)

  • 6.3.2 Поверку СРМ проводят на месте эксплуатации в рабочем диапазоне расхода комплектом ПУ и ПП.

Относительную погрешность СРМ, 80, %, определяют по формуле

где

(1) граница суммарной систематической погрешности СРМ, %, вычисляемая по формуле

~          + ®vo + @р + 2-0, + &ИВК1 + &ИВК2 + ®С0 + ®Ктах >

(2)

где 0^

(S)

®Р

О

47 ИВК 2

граница суммарной систематической погрешности ТПУ, %;

граница относительной погрешности определения среднего значения вместимости ТПУ, %;

относительная погрешность измерений плотности нефти ПП, %;

относительная погрешность измерений температуры нефти коплектом термопреобразователя сопротивления платинового и преобразователя измерительного к нему, %;

пределы допускаемой преобразования входных преобразования СРМ, %;

пределы допускаемой

относительной сигналов ИВК

относительной

®Ктах

^0.95

погрешности измерений в значения коэффициента

погрешности измерений

преобразования входных сигналов ИВК в значения массы нефти, %; отностиельная погрешность от нестабильности нуля СРМ, %; максимальное значение относительной погрешности СРМ за счет усреднения коэффициента преобразования, %;

квантиль распределения Стьюдента при доверительной вероятности 0,95;

среднее квадратическое отклонение случайной составляющей погрешности СРМ, %.

Относительная погрешность СРМ с учётом относительной погрешности ИВК при преобразовании входных сигналов в значения массы нефти ®даА-2 не должна превышать 0,25 %.

  • 6.3.3 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

При прямом методе динамических измерений за относительную погрешность измерений массы брутто нефти согласно ГОСТ Р 8.595 следует принимать относительную погрешность СРМ.

  • 7 Оформление результатов поверки

    • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

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 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

(Измененная редакция, Изм. №1)

5

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель