Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 561» (МП 0565-14-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

.сгигель директора по развитию

Тайбинский

«13» февраля 2017 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 561

Методика поверки

МП 0565-14-2017

г. Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 561 (далее - СИКН) с заводским № 561 и устанавливает методику первичной, периодической поверки при эксплуатации, а так же после ремонта.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН приведены в таблице 1.

Примечания:

• 1 Допускается проведение поверки СИКН в диапазоне расхода, меньшем установленного при утверждении типа СИКН.

• 2 Допускается проводить периодическую поверку СИ чаще интервала установленного в таблице 1.

Таблица 1

1. Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 2.

Таблица 2     

• 2.1 При проведении поверки применяют средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 4 настоящей методики.

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

При проведении работ соблюдают требования, определяемые НД:

• - в области охраны труда;

• - в области промышленной безопасности;

• - в области пожарной безопасности;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок;

• - в области охраны окружающей среды.

Площадка СИКН должно содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

Средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении испытаний, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0 - 2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования».

Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

Выполнение работ прекращают при обнаружении течи в сварных и фланцевых соединениях оборудования СИКН.

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

Характеристики СИКН и параметры нефти при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 3.

Таблица 3                                     

Окончание таблицы 3

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации.

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, указанных в таблице 4 настоящей методики, действующих сертификатов о калибровке и (или) оттисков калибровочных клейм на СИ, указанных в таблице 4 настоящей методики, а так же эксплуатационно-технической документации на СИКН и СИ, входящие в ее состав.

• 6.2 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

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

• 6.3 Опробование

  • 6.3.1 Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

Проверяют действие и взаимодействие компонентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность получения отчета.

Проверяют герметичность СИКН.

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

• 6.3.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «SyberTrol» проводят в следующей последовательности:

• - включить питание комплекса измерительно-вычислительного «SyberTrol», если питание было выключено;

• - войти в альтернативное меню нажатием на лицевой стороне панели клавиши «Alt»;

• - нажатием клавиши «|» выбрать пункт меню «Версия программного обеспечения»;

• - нажатием клавиши «Enter» получить идентификационные данные:

• 1) версия ПО;

• 2) контрольная сумма структуры файла конфигурации.

Определение идентификационных данных ПО «АРМ оператора СИКН» проводят в соответствии с 2.12 документа «Автоматизированное рабочее место оператора коммерческого узла учета нефти № 561 ООО «PH-Юганскнефтегаз». Руководство пользователя 23680612.07794.345-07 И3.1» в следующей последовательности:

- на дисплее компьютера АРМ оператора СИКН, в окне выбора учетной записи в правом углу отображаются контактные данные разработчика и контрольная сумма. При нажатии кнопки «проверить контрольную сумму» проверяется достоверность метрологически значимой части ПО АРМ оператора СИКН. Результат проверки выводится в поле окна в виде сообщения «контрольная сумма совпадает», либо «контрольная сумма не совпадает».

Полученные результаты идентификации ПО СИКН должны соответствовать данным указанным в описании типа на СИКН.

В случае, если идентификационные данные ПО СИКН не соответствуют данным указанным в описании типа на СИКН, поверку прекращают. Выясняют и устраняют причины вызвавшие несоответствие. После чего повторно проверяют идентификацию данных ПО СИКН.

• 6.4 Определение метрологических характеристик

  • 6.4.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 4.

Таблица 4

Окончаниетаблицы 4

СИ, неучаствующие в определении массы нефти или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат калибровке в соответствии с действующими НД, приведенными в таблице 4.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти с применением СИКН ЗМ_Б , %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», определяют по формуле

ЗМ_Б = ± 1,1 • _A/5V²+G² • (5р² +р² -10⁴ -ДТ_р²)+р² -10⁴ -ДТ²+3N² ,                    (1)

где 8V      - относительная погрешность измерений объема нефти ПР, % (из

свидетельства о поверке);

5р       - относительная погрешность измерений плотности нефти, %, вычисляется

по формуле

5р = —-100,                                (2)

Р

Др       - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м³;

Р        - минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений

плотности СИКН, кг/м³;

ДТ_р,ДТ_у - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях плотности и объема соответственно, °C;

р        - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (определяется по

таблице 4);

8N      - относительная погрешность ИВК при преобразовании входных

электрических сигналов в значение массы нефти, %;

G       - коэффициент, вычисляемый по формуле

l+2-P-T_v

1+2-р-Т/

где T_p,T_v - температура нефти при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C.

Таблица 5

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

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН 5М_Н, %, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.595, по формуле

• - воспроизводимость методов определения массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» и ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей»;

• - сходимость методов определения массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, значения которых приведены в ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370;

• -  массовая доля воды в нефти, измеренная в лаборатории, %;

• - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

W_xc=0,l-^,                   (8)

Рфхс

• - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³ (г/м³);

• - массовая доля механических примесей в нефти, %.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН не должна превышать ± 0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 (далее - Порядок проведения поверки СИ).

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти и наименование владельца СИКН.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Порядком проведения поверки СИ.

9

¹

СИ, неучаствующие в определении массы нефти или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, могут быть подвергнуты калибровке.