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

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 нефти № 801

Методика поверки с изменением № 1

Начальник/НИО-14 ФГУП «ВНИИР»

_____^ГГ~ Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2017

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

(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

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

~          ⁺ ®vo + @_р + 2-0, + &_ИВК1 + &ИВК2 + ®С0 ⁺ ®Ктах >

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