Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 556» (МП 0630-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" Государственный научный метрологический центр

ФГУП "ВНИИР"

2017 г.

по развитию

А.С. Тайбинский

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 556

Методика поверки

МП 0630-14-2017

Начальник НИО-14

/

Р.Н. Груздев

Тел. (843) 299-70-52

Казань

2017

С изменением №1, утвержденным ФГУП "ВНИИР" 24.04.2017 г.

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и (или) распространен без разрешения ФГУП "ВНИИР".

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средства измерений "Система измерений количества и показателей качества нефти № 556" (далее - система) и устанавливает методику её первичной и периодической поверок.

Первичная поверка системы выполняется, согласно части 1 ст. 13 Федерального закона "Об обеспечении единства измерений" от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и приказа Минпромторга России от 2 июля 2015 г. №1815, до ввода её в эксплуатацию, а также после её ремонта.

Периодическая поверка системы выполняется в процессе её эксплуатации.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 "ГСП. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения".

Интервал между поверками - 12 месяцев.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

• 1.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 2.1.1 Установка трубопоршневая стационарная поверочная "Прувер С-0,05" (далее - ТПУ), максимальный объёмный расход 100 м³/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,09 %.

2.1.2-2.1.6 (Исключены, Изм. № 1)

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

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности;

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых средств измерений, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

• - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов на методики поверки средств измерений, входящих в состав системы.

Характеристики рабочей среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик рабочей среды таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи и паспорта качества нефти.

Таблица 2

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации системы и нормативными документами на методики поверки средств измерений, входящих в состав системы.

Проверяют:

• - наличие сертификатов об утверждении типа на средства измерений, входящих в состав системы;

• - наличие действующих свидетельств о поверке средств измерений, входящих в состав системы;

• - наличие эксплуатационно-технической документации на средства измерений, входящие в состав системы.

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.

• 6.3.1 Опробование проводят в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

• 6.3.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с руководством по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

• 6.3.3 Проверяют герметичность системы.

На элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек нефти.

• 6.4.1 Определение метрологических характеристик средств измерений, входящих в состав системы, проводят в соответствии с нормативными документами, приведенными в описание типа.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти системой 5т, %, определяют расчетным путем на основании действующих свидетельств о поверке средств измерений, входящих в состав системы, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений", по формуле

8т = ±1,1 • ^8V² + G² -(8р²+/3² -10⁴ • Аф + /?² ТО⁴ -Дг² + 8N² ,             (1)

пределы допускаемой относительной погрешности ТПР, %;

коэффициент, вычисляемый по формуле

(2)

где

наибольшее значение коэффициента объемного расшире

ния нефти в рабочем диапазоне плотности нефти, 1/°С определяют в соответствии с приложением А ГОСТ Р 8.595; температура нефти на момент поверки системы при измерениях плотности и объёма соответственно, °C;

относительная погрешность измерений плотности нефти, %, вычисляемая по формуле

(3)

пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователя плотности, кг/м³;

min

нижний предел рабочего диапазона плотности нефти в системе, кг/м³;

пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразо

вателя температуры при измерениях плотности и объёма

нефти соответственно, °C;

- пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы брутто нефти, %.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти не должна превышать ± 0,25 %.

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти с применением системы 8М_Н, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595 определяют расчётным путём по формуле

- относительная погрешность измерений массы брутто нефти,

%;

AW_e       - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды,

%, при измерениях объёмной доли воды в нефти поточным влагомером вычисляемая по формуле

(5)

где \ср_в       - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды в

нефти поточным влагомером, %;

р_в         - плотность пластовой воды (принимают равной 1000), кг/м³;

AW_XC         абсолютная погрешность измерений массовой доли хлори

стых солей, %, вычисляемая по формуле

(6)

где д^_хс        - абсолютная погрешность измерений концентрации хлори

стых солей в нефти, мг/дм³;

р          - плотность нефти при условиях измерения объёма нефти,

кг/м³;

AW_Mn           абсолютная погрешность измерений массовой доли механи

ческих примесей, %;

W_B,W_xc,W_Mn верхние пределы рабочих диапазонов массовой доли воды, хлористых солей, механических примесей в нефти, соответственно, %.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, механических примесей, концентрации хлористых солей в химико-аналитической лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 "ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов".

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений вычисляют по формуле

V2

где R и г - воспроизводимость и сходимость методов определения соответствующих показателей качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370.

Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти не должна превышать 0,35 %.

7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы в соответствии с требованиями действующих правовых и нормативных документов.

• 7.2 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности с указанием причин.

7.1-7.3 (Измененная редакция, Изм. № 1)