Методика поверки «ГСИ. Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений» (МП 0505/1-311229-2017)

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

«УТВЕРЖДАЮ»

Т ехййчеркпТЬдиректор 0OQ Центр Йетрологии «СТП» , И.А. Яценко

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 0505/1-311229-2017 г. Казань

2017

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Введение

• 2 Операции поверки

• 3 Средства поверки

• 4 Требования техники безопасности и требования к квалификации поверителей

• 5 Условия поверки

• 6 Подготовка к поверке

• 7 Проведение поверки

• 8 Оформление результатов поверки

ПРИЛОЖЕНИЕ А (рекомендуемое) Форма протокола поверки СИКН РП

1 ВВЕДЕНИЕ

• 1.1 Настоящая инструкция распространяется на систему измерительную количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений (далее - СИКН РП), заводской № 4545-632014, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

• 1.2 Интервал между поверками СИКН РП - 2 года.

• 1.3 Поверку СИ в составе СИКН РП осуществляют в соответствии с их методиками поверки

• 1.4 Допускается проведение комплектной поверки отдельных измерительных каналов (далее - ИК) СИКН РП в соответствии с заявлением владельца СИКН РП по настоящей инструкции с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

• 2.1 При проведении поверки должны быть выполнены операции, приведенные в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Операции поверки

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3.1 При проведении поверки применяют эталоны и СИ, приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Основные эталоны и СИ

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

• 3.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; СИ должны иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

4 ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

• 4.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие требования:

• - корпуса применяемых СИ должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

• - ко всем используемым СИ должен быть обеспечен свободный доступ для заземления, настройки и измерений;

• - работы по соединению вспомогательных устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

• - обеспечивающие безопасность труда, производственную санитарию и охрану окружающей среды;

• - предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок

потребителей», правилами промышленной безопасности и охраны труда, действующими на территории     объектов     ООО «ЛУКОЙЛ-НИЖНЕВОЛЖСКНЕФТЬ-КАЛМЫКИЯ»,

Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», эксплуатационной документацией СИКН РП, ее компонентов и применяемых средств поверки;

• - предусмотренные федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11.03.2013 №96;

• - предусмотренные другими документами, действующими на территории объектов ООО «ЛУКОЙЛ-НИЖНЕВОЛЖСКНЕФТЬ-КАЛМЫКИЯ» в сфере безопасности, охраны труда и окружающей среды;

• 4.2 К работе по поверке должны допускаться лица:

• - достигшие 18-летнего возраста;

• - прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке;

• - имеющих квалификационную группу по технике безопасности не ниже II в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей»;

• - изучившие эксплуатационную документацию на СИКН РП, функциональную схему СИКН РП, СИ, входящие в состав СИКН РП, и средства поверки;

• - изучившие требования безопасности, действующие на территории объектов ООО «ЛУКОЙЛ-НИЖНЕВОЛЖСКНЕФТЬ-КАЛМЫКИЯ», а также предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей».

• 4.3 При появлении загазованности и других ситуациях, нарушающих нормальный ход работ, поверку прекращают.

5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

• 5.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха, °C                      от плюс 18 до плюс 27

• - относительная влажность, %                                от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                                 от 86,0 до 106,7

• 5.2 Допускается проводить поверку при условиях, сложившихся на момент проведения поверки и отличающихся от указанных в пункте 5.1, но удовлетворяющих условиям эксплуатации СИКН РП и средств поверки.

6 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

• 6.1 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

5 из 21

• - изучают техническую и эксплуатационную документацию СИКН РП;

• - изучают настоящую инструкцию и руководства по эксплуатации средств поверки;

• - эталонные СИ и вторичные измерительные преобразователи (далее - ИП) ИК СИКНРП устанавливают в рабочее положение с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

• - контролируют фактические условия поверки на соответствие требованиям раздела 5 настоящей инструкции;

• - эталонные СИ выдерживают при температуре, указанной в разделе 5 настоящей инструкции, не менее трех часов, если время их выдержки не указано в инструкции по эксплуатации;

• - проверяют параметры конфигурации СИКН РП (значения констант, коэффициентов, пределов измерений и уставок) на соответствие градуировочным таблицам резервуаров, а так же данным, зафиксированным в эксплуатационных документах СИКН РП;

• - выполняют иные необходимые подготовительные и организационные мероприятия.

• 6.2 При изучении технической документации проверяют наличие:

• - руководства по эксплуатации СИКН РП;

• - формуляра СИКН РП;

• - свидетельства о предыдущей поверке СИКН РП (при периодической поверке);

• 6.3 Поверку продолжают при выполнении всех требований, описанных в пунктах 6.1 и

• 6.2 настоящей инструкции.

7 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

7.1 Внешний осмотр

• 7.1.1 При внешнем осмотре СИКН РП проверяют:

• - соответствие состава СИКН РП, монтажа, маркировки и пломбировки компонентов СИКН РП требованиям технической и эксплуатационной документации СИКН РП;

• - заземление компонентов СИКН РП, работающих под напряжением;

• - отсутствие повреждений и дефектов, препятствующих проведению поверки СИКН РП.

• 7.1.2 Результаты внешнего осмотра считают положительными, если состав и комплектность СИКН РП, монтаж, маркировка и пломбировка составных частей и компонентов СИКН РП соответствуют требованиям технической и эксплуатационной документации СИКНРП, компоненты СИКНРП, работающие под напряжением, заземлены, а также отсутствуют повреждения и дефекты, препятствующие проведению поверки СИКН РП.

7.2 Опробование

• 7.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения

  • 7.2.1.1 Подлинность программного обеспечения (далее - ПО) СИКНРП проверяют сравнением идентификационных данных ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа СИКН РП и отраженными в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Идентификационные данные ПО СИКН РП

• 7.2.1.2 Проверяют возможность несанкционированного доступа к ПО СИКНРП и наличие авторизации (введение логина и пароля).

• 7.2.1.3 Результаты подтверждения соответствия ПО считают положительными, если идентификационные данные ПО СИКНРП совпадают с идентификационными данными, которые приведены в таблице 7.1, а также исключается возможность несанкционированного доступа к ПО СИКН РП и обеспечивается авторизация.

• 7.2.2 Проверка работоспособности

  • 7.2.2.1 Проверку работоспособности СИКН РП проводят одновременно с определением метрологических характеристик по пунктам 7.3 - 7.5 настоящей инструкции.

7.3 Определение метрологических характеристик ИК температуры

• 7.3.1 Определение метрологических характеристик ИК температуры проводится выполняют комплектно на месте эксплуатации. При отсутствии такой возможности определение метрологических характеристик ИК температуры проводят поэлементно в соответствии с 7.3.3 настоящей инструкции

• 7.3.2 Определение метрологических характеристик ИК температуры комплектно.

  • 7.3.2.1 При проведении измерений температуры поверхность жидкости в резервуаре должна быть ровной. Опорожнение и заполнение резервуара в процессе измерений не допускают.

  • 7.3.2.2 Погружной датчик температуры с кабелем, имеющим метрическую разметку, погружают на глубину, соответствующую местоположению первого чувствительного элемента преобразователя температуры VITO модели 762 с датчиками температуры модели 768 (далее - преобразователь температуры). Местоположение чувствительного элемента преобразователя температуры указывается в эксплуатационной документации на СИКН РП.

  • 7.3.2.3 Выдерживают погружной датчик температуры на указанной глубине в течении 20 минут для стабилизации температуры.

  • 7.3.2.4 Считывают с жидкокристаллического дисплея плотномера портативного DV-230.2A значение температуры, измеренное погружным датчиком температуры. Считывают с дисплея автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора) значение температуры, измеренное чувствительным элементом преобразователя температуры.

  • 7.3.2.5 Значения измеренной температуры считывают не менее трех раз с интервалом в 2 минуты между считываниями.

  • 7.3.2.6 Рассчитывают   абсолютную погрешность чувствительного элемента преобразователя температуры A_43i, °C, по формуле

^43i ⁼ ^H3M_43i ~ *ЭТ1 ’                                        (1)

где t _43i     - значение температуры, измеренное чувствительным элементом

преобразователя температуры при i-том измерении, °C;

t         - значение температуры, измеренное калибратором температуры при

i-том измерении, °C.

• 7.3.2.7 Повторяют процедуры по 7.3.2.2-7.3.2.6 для каждого чувствительного элемента преобразователя температуры.

• 7.3.2.8 Полученные результаты вносят в протокол поверки СИКН РП, форма которого приведена в приложении А настоящей инструкции.

• 7.3.2.9 Результаты определения метрологических характеристик ИК температуры комплектно считаются положительными, если абсолютная погрешность измерений температуры не превышает ±1 °C.

• 7.3.3 Определение метрологических характеристик ИК температуры поэлементно

  • 7.3.3.1 Проверяют действующее свидетельство о поверке на преобразователь температуры.

Примечание - преобразователь температуры должен быть поверен в соответствии с документом, устанавливающим его методику поверки.

• 7.3.3.2 Погружной датчик температуры погружают на глубину, соответствующую местоположению произвольно выбранного чувствительного элемента преобразователя температуры. Местоположение чувствительного элемента преобразователя температуры указывается в эксплуатационной документации на СИКН РП.

• 7.3.3.3 Выдерживают погружной датчик температуры на указанной глубине в течении 20 минут для стабилизации температуры.

• 7.3.3.4 Считывают с жидкокристаллического дисплея плотномера портативного DV-230.2A значение температуры, измеренное погружным датчиком температуры. Считывают с дисплея АРМ оператора значение температуры, измеренное чувствительным элементом преобразователя температуры.

• 7.3.3.5 Рассчитывают абсолютную погрешность измерений температуры A_{t ик}, °C

А 1_ИК ⁼ Чэ ^_ Чт ’                                  (2)

где t₄₃   - значение температуры, измеренное произвольно выбранным чувствительным

элементом преобразователя температуры, °C;

t._n ^_ значение температуры, измеренное погружным датчиком температуры, °C.

• 7.3.3.6 Полученные результаты вносят в протокол поверки СИКН РП, форма которого приведена в приложении А настоящей инструкции.

• 7.3.3.7 Результаты определения метрологических характеристик ИК температуры поэлементно считают положительными, если преобразователь температуры, входящий в состав ИК температуры имеет действующее свидетельство о поверке и абсолютная погрешность измерений температуры не превышает ±1 °C.

7.4 Определение метрологических характеристик ИК гидростатического давления

• 7.4.1 Определение метрологических характеристик выполняют для каждого ИК гидростатического давления в соответствии с заявлением владельца СИКН РП.

• 7.4.2 Определение метрологических характеристик ИК гидростатического давления выполняют комплектно на месте эксплуатации. При отсутствии такой возможности определение метрологических характеристик ИК гидростатического давления проводят поэлементно в соответствии с 7.4.4 настоящей инструкции.

• 7.4.3 Определение метрологических характеристик ИК гидростатического давления комплектно

  • 7.4.3.1 Перекрывают шаровой кран, соединяющий датчик давления SmartLine ST800 (далее - датчик давления) с резервуаром.

  • 7.4.3.2 Сбрасывают давление до атмосферного через дренажное отверстие. При этом контролируют значение давления с дисплея АРМ оператора СИКН РП.

  • 7.4.3.3 Подключают к дренажному отверстию задатчик давления (помпу) и калибратор Метран-517 с эталонным модулем 160К.

  • 7.4.3.4 Проверяют герметичность соединения путем задания давления 160 кПа. Давление задают с помощью задатчика давления (помпы). Значение давления контролируют с помощью калибратора Метран-517 с эталонным модулем 160К. Соединение считают герметичным, если изменение давления в течении 3 минут не превысило 4 кПа.

Примечание - При невыполнении условия герметичности соединений определение метрологических характеристик ИК гидростатического давления прекращают до устранения негерметичности.

• 7.4.3.5 С помощью задатчика давления (помпы) по показаниям калибратора Метран-517 с эталонным модулем 160К задают избыточное давление 0 кПа.

Примечание - Отклонение давления от заданного значения не должно превышать ±3%, значение давления должно находиться внутри диапазона измерений ИК гидростатического давления СИКН РП.

• 7.4.3.6 После стабилизации давления фиксируют значения:

-давления, измеренного ИК гидростатического давления (по показаниями монитора АРМ операторов СИКН РП), Р_изм1, МПа;

-давления, измеренного калибратором Метран-517 с эталонным модулем 160К, Р_ИЗб1,МПа;

• 7.4.3.7 Рассчитывают приведенную погрешность ИК гидростатического давления в каждой точке y_pj, %, по формуле

  

(3)

^где Pmax’^min ~ верхний и нижний предел диапазона измерений ИК гидростатического давления соответственно, кПа.

• 7.4.3.8 Повторяют процедуры по пунктам 7.4.3.5-7.4.3.9 при значениях давления 37,5; 75; 112,5; 150; 112,5; 75; 37,5; 0 кПа.

• 7.4.3.9 Полученные результаты вносят в протокол поверки СИКН РП, форма которого приведена в приложении А настоящей инструкции.

• 7.4.3.10 Результаты определения метрологических характеристик ИК гидростатического давления комплектно считаются положительными, если рассчитанная приведенная погрешность ИК гидростатического давления не превышает ±0,05 %.

• 7.4.4 Определение метрологических характеристик ИК гидростатического давления поэлементно

  • 7.4.4.1 Проверяют наличие действующего свидетельства на датчик давления

Примечание - датчик давления должен быть поверен в соответствии с документом МП56421-14 «Датчики давления SmartLine серии ST 700 и ST 800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.11.2013 г.

• 7.4.4.2 Перекрывают шаровой кран, соединяющий датчик давления с резервуаром.

• 7.4.4.3 Сбрасывают давление на датчике давления до атмосферного через дренажное отверстие. При этом контролируют значение давления с дисплея АРМ оператора СИКН РП.

• 7.4.4.4 Подключают к дренажному отверстию задатчик давления (помпу) и калибратор Метран-517 с эталонным модулем 160К.

• 7.4.4.5 Проверяют герметичность соединения путем задания давления 160 кПа. Давление задают с помощью задатчика давления (помпы). Значение давления контролируют с помощью калибратора Метран-517 с эталонным модулем 160К. Соединение считают герметичным, если изменение давления в течении 3 минут не превысило 4 кПа.

Примечание - При невыполнении условия герметичности соединений определение метрологических характеристик ИК гидростатического давления прекращают до устранения негерметичности.

• 7.4.4.6 После проверки герметичности фиксируют значения:

-давления, измеренного ИК гидростатического давления (по показаниями монитора АРМ операторов СИКН РП), Р_изм МПа;

• 7.4.4.7 давления, измеренного калибратором Метран-517 с эталонным модулем 160К, Ризб’МПа

• 7.4.4.8 Рассчитывают приведенную погрешность измерений давления у_{р ик}, %

rp_HK = _p^P~2p- 100.                              (4)

*max ^min

• 7.4.4.9 Полученные результаты вносят в протокол поверки СИКН РП, форма которого приведена в приложении А настоящей инструкции.

• 7.4.4.10 Результаты определения метрологических характеристик ИК температуры поэлементно считают положительными, если датчик давления, входящий в состав ИК гидростатического давления имеет действующее свидетельство о поверке и приведенная погрешность измерений гидростатического давления не превышает ±0,05 %.

7.5 Определение метрологических характеристик ИК уровня

• 7.5.1 Определение метрологических характеристик выполняют для каждого ИК уровня в соответствии с заявлением владельца СИКН РП.

• 7.5.2 Определение абсолютной погрешности ИК уровня комплектно на месте эксплуатации. При отсутствии такой возможности определение метрологических характеристик ИК уровня проводят поэлементно в соответствии с 7.5.4 настоящей инструкции

• 7.5.3 Определение метрологических характеристик ИК уровня комплектно

  • 7.5.3.1 Поверку ИК уровня проводят в настроенном диапазоне измерений уровнемера радарного SmartRadar (далее - уровнемер).

  • 7.5.3.2 Резервуар, на который установлен первичный измерительный преобразователь (далее - ИП) ИК уровня, отключают от технологического процесса и сбрасывают давление в резервуаре до атмосферного.

  • 7.5.3.3 Проверяют исправность рулетки и подготавливают ее к работе в соответствии с требованиями технической документации.

  • 7.5.3.4 Измерительную ленту рулетки раскладывают на горизонтальной поверхности. Начальный штрих ленты совмещают с нижней поверхностью фланца уровнемера, другой конец ленты натягивают с помощью груза для обеспечения плотного прилегания к поверхности.

  • 7.5.3.5 Поверку ИК уровня проводят на контрольных точках, соответствующих 100, 75, 50, 25, 0 % от настроенного диапазона уровнемера.

  • 7.5.3.6 Устанавливают уровень нефти в резервуаре, соответствующий начальной контрольной точке 100 % от настроенного диапазона уровнемера с точностью ±50 мм. После этого выжидают определенное время, достаточное для исключения влияния возмущений поверхности продукта в резервуаре на результат измерений.

Примечание - Необходимо учитывать, что уровнемер не может мгновенно обрабатывать резкие изменения уровня. Для увеличения быстродействия уровнемера рекомендуется, только на время поверки, уменьшить в настройках значение постоянной времени до 1 секунды и увеличить скорость отслеживания уровня по 10 м/мин.

• 7.5.3.7 Фиксируют значения уровня нефти на контрольной точке Ьикь мм, с дисплея уровнемера или с монитора АРМ оператора СИКН РП, температуры окружающей среды в месте уровнемера t_Bn, °C, измеренного термогигрометром.

Примечание - при расхождении показаний уровня на дисплее уровнемера радарного SmartRadar и на мониторе АРМ оператора СИКН РП поверку останавливают до выяснения причин расхождения.

• 7.5.3.8 Протирают шкалу рулетки тряпкой насухо и наносят слой бензочувствительной или водочувствительной пасты (при необходимости) на участок шкалы рулетки, в пределах которого будет находиться контрольная отметка.

• 7.5.3.9 Опускают через измерительный люк в резервуар рулетку до дна, и отмечают измеренное значение «смоченной» части рулетки Ьэь мм. Вводят поправку на температурный коэффициент линейного расширения материала шкалы рулетки, если требуется.

• 7.5.3.10 В каждой контрольной точке измерения проводят три раза.

• 7.5.3.11 Рассчитывают абсолютную погрешность ИК уровня на контрольной точке при каждом измерении A_Li, мм, по формуле

  

(5)

• 7.5.3.12 Полученные результаты вносят в протокол поверки СИКН РП, форма которого приведена в приложении А настоящей инструкции.

• 7.5.3.13 Повторяют процедуры по пунктам 7.5.3.7 - 7.5.3.12 при значениях уровня 75, 50, 25, 0 % от настроенного диапазона уровнемера.

• 7.5.3.14 Результаты определения метрологических характеристик ИК уровня считаются положительными, если рассчитанная абсолютная погрешность ИК уровня не выходит за пределы ±1 мм.

• 7.5.4 Определение метрологических характеристик ИК уровня поэлементно

  • 7.5.4.1 Проверяют наличие действующего свидетельства на датчик уровня.

Примечание - датчик уровня должен быть поверен в соответствии с документом МП48856-12 «Уровнемеры радарные SmartRadar. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2011 года.

• 7.5.4.2 Проводят процедуры по 7.5.3.2 - 7.5.3.4.

• 7.5.4.3 Фиксируют значения уровня нефти на контрольной точке Ьик, мм, с дисплея уровнемера или с монитора АРМ оператора СИКН РП, температуры окружающей среды в месте уровнемера t_Bn, °C, измеренного термогигрометром.

• 7.5.4.4 Протирают шкалу рулетки тряпкой насухо и наносят слой бензочувствительной или водочувствительной пасты (при необходимости) на участок шкалы рулетки, в пределах которого будет находиться контрольная отметка.

• 7.5.4.5 Опускают через измерительный люк в резервуар рулетку до дна, и отмечают измеренное значение «смоченной» части рулетки Ьэ, мм. Вводят поправку на температурный коэффициент линейного расширения материала шкалы рулетки, если требуется.

• 7.5.4.6 Рассчитывают абсолютную погрешность ИК уровня на контрольной точке при каждом измерении A_L1, мм, по формуле

^ь_ик ⁼ ^ик ^— L₃                                (6)

7.5АЛ Полученные результаты вносят в протокол поверки СИКН РП, форма которого приведена в приложении А настоящей инструкции.

• 7.5.4.8 Результаты определения метрологических характеристик ИК уровня поэлементно считают положительными, если датчик уровня, входящий в состав ИК уровня, имеет действующее свидетельство о поверке и абсолютная погрешность измерений уровня не превышает ±1 мм.

7.6 Определение погрешности измерения массы брутто нефти

• 7.6.1 Расчет действительного объема нефти в резервуаре

  • 7.6.1.1 Действительный объем нефти в резервуаре до имитации учетной операции отпуска нефти V_x, м³, рассчитывают по формуле

К =(К , +ЛК,) [1+(2-а„)-(_(с,-20)],                       (7)

где Р_о - вместимость резервуара, соответствующая уровню налива hi согласно градуировочной таблице

^У_н - поправка на изменение объема нефти, обусловленное влиянием понтона, м³; _а - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки

'J'cm                                                                                                              6

резервуара, значение которого принимают равным 12,5-10 ,1/°С;

t      - среднее значение температуры стенки резервуара, принимаемое равной

средней температуре нефти t_y в мере вместимости, °C.

Примечание - при уровне нефти от450 до 1790 мм в расчетах массы брутто не учитывают поправку на изменение объема нефти, обусловленное влиянием понтона

• 7.6.1.2 Вместимость резервуара V_{o 15} м³, соответствующую уровню налива h согласно

градуировочной таблице, рассчитывают по формуле

понт

1

(8)

7.6.1.3 Поправку на изменение объема нефти, обусловленное влиянием понтона А^,, м³, рассчитывают по формуле

понт

• - масса понтона по протоколу поверки (градуировки) резервуара, кг;

• - плотность жидкости, использованная при поверке (калибровке) резервуара для расчета объема жидкости, вытесненной понтоном, по протоколу поверки (градуировки) резервуара, кг/м³;

p_v - плотность нефти, в условиях измерений объема нефти в мере вместимости, кг/м³.

• 7.6.1.4 Плотность нефти в условиях измерений объема нефти в мере вместимости p_v, кг/м³, рассчитывают по формуле

XV =-^- 1000,                             (10)

g-/z

где Р - измеренное значение гидростатического давления нефти в мере вместимости, Па;

S - ускорение силы тяжести, кг/с²;

h - измеренный уровень нефти с учетом высоты установки датчика гидростатического давления, мм.

• 7.6.1.5 Имитируют учетную операцию отпуска нефти, понижая уровень нефти в резервуаре. При этом должно выполнятся следующее условие

Д, <к-1\ +Ь,                                       (11)

где       ~ значение уровня нефти при операции отпуска (до отпуска нефти), мм;

- значение уровня нефти при операции отпуска (после отпуска нефти), мм;

к, b - параметры, определяемые по таблице 7.2.

Таблица 7,2 - Значения параметров к и b

• 7.6.1.6 Действительный объем нефти в резервуаре после имитации учетной операции отпуска нефти V₂, м³, рассчитывают по формуле

Г_г =(Г, _г+ДГ,).[1+(2-а„)-(»_-20)],                    (12)

где у_{о 2}    - вместимость резервуара, соответствующая уровню налива Ьг согласно

градуировочной таблице.

Примечание - при уровне нефти от 450 до 1790 мм в расчетах массы брутто не учитывают поправку на изменение объема нефти, обусловленное влиянием понтона

• 7.6.1.7 Вместимость резервуара К_{о 2}, м³, соответствующую уровню налива h согласно градуировочной таблице, рассчитывают по формуле

^0_2 ⁼ ^град_2 Кзумпф’                                      (13)

где У_{град 2}  - вместимость резервуара по градуировочной таблице, соответствующая

уровню налива hi, м³.

• 7.6.2 Расчет массы брутто нефти в резервуаре

  • 7.6.2.1 Массу брутто нефти до имитации учетной операции отпуска нефти т,, т,

рассчитывают по формуле

m_x=V_x-p_v-\^.                          (14)

• 7.6.4.2 Массу балласта т₀_₆тб, т, рассчитывают по формуле

где       - массовая доля воды в товарной нефти, %;

W_xc - массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %;

W_Mn ~ массовая доля механических примесей в товарной нефти, %.

• 7.6.4.3 Массовую долю хлористых солей W_xc, %, в нефти рассчитывают по формуле

Ж_хе=0,1-^,                               (19)

Рхс

где Фхс ~ концентрация хлористых солей в нефти, определенная в ХАЛ по ГОСТ 21534, мг/дм³ (г/м³);

р - плотность нефти в условиях определения концентрации хлористых солей в нефти в ХАЛ, кг/м³.

• 7.6.4.4 Массовую долю воды W_e, %, в нефти (при измерении объемной доли воды в ХАЛ) рассчитывают по формуле

  W_e=^^-,                            (20)

  (20)

Рнв

объемная доля воды в нефти, определенная в ХАЛ по ГОСТ 2477, %;

плотность воды, приведенная к условиям измерений объемной доли воды в нефти, определяется в ХАЛ, кг/м³;

плотность нефти, приведенная к условиям измерений объемной доли воды в нефти, кг/м³.

• 7.6.5 Расчет относительной погрешности измерения массы брутто нефти

• 7.6.5.1 Для расчета относительной погрешности измерений массы брутто нефти используют показания системы учета и контроля резервуарных запасов Entis, а именно уровень нефти, давление столба нефти, температура нефти.

• 7.6.5.2 Пределы относительной погрешности измерений массы брутто нефти до начала имитации учетной операции отпуска нефти 8т_6рХ, %, рассчитывают по формуле

8т_бр1 = ± 1,1 •              • 8^ )² + G² • (Jp² + Д² • 10⁴ • АГ²) + Д² • 10⁴ • Ar² + 8N²,      (21)

где 8К    - относительная погрешность составления градуировочной таблицы, %;

К - коэффициент, учитывающий геометрическую форму мер вместимости, принимается равным 1;

8h - относительная погрешность измерений уровня нефти, %;

G - коэффициент, рассчитываемый по формуле (25);

8р     - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

Д     - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, определяемый по

ГОСТ Р 8.959-2004;

bt_p,Nt_v - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях её плотности и объема соответственно, °C;

8N - пределы допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации при вычислении массы, %.

• 7.6.5.3 Относительную погрешность измерений уровня нефти до операции отпуска 8!\, мм, рассчитывают по формуле

^=-^-•100, (22)

"изм\

где ДА - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня, мм;

Л - измеренное значение уровня нефти в мере вместимости, мм.

Примечание - начальный уровень нефти в резервуаре должен быть в диапазоне от 14200 до 4220 мм

• 7.6.5.4 Пределы относительной погрешности измерений плотности нефти 8р, %, рассчитывают по формуле

8p = ^8l^ +8Р² +8N²,                           (23)

где 8Р - относительная погрешность измерений гидростатического давления, %;

SN_p - пределы допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации при вычислении плотности нефти, %.

• 7.6.5.5 Пределы относительной погрешности измерений гидростатического давления 8Р, %, рассчитывают по формуле

8Р=уР^~,                         (24)

где уР - пределы допускаемой приведенной погрешности гидростатического давления, %;

р диапазон измерений гидростатического давления, мБар;

р - измеренное значение гидростатического давления, мБар.

• 7.6.5.6 Коэффициент G рассчитывают по формуле

1 + 2-/?-/_к "1+2-/?<

• 7.6.5.7 Пределы относительной погрешности измерений массы брутто нефти после имитации учетной операции отпуска нефти 8т_бр, %, рассчитывают по формуле.

Зт_бр2 = ± 1,1 • ^8 К² + (К_ф -Shtf+G²- (8р² +/?² • 10⁴ • Аг²) + /?² • 10⁴ • Ar² + 8N²,     (26)

где 8h - относительная погрешность измерений уровня нефти, %.

• 7.6.5.1 Относительную погрешность измерений уровня нефти после имитации учетной операции отпуска нефти 8!^, мм, рассчитывают по формуле

  

(27)

где h      - измеренное значение уровня нефти в мере вместимости, мм.

• 7.6.5.2 Пределы относительной погрешности измерений массы брутто нефти при проведении учетной операций 8т_бр, %, рассчитывают по формуле

8т_б =±1,1-. R44² +В² )+^-(a² +В² )+8N²,               (28)

у ^wo            ^то

^тб i’^m6 г ~ ^{масса не}Ф^{ти в ме}Р^е вместимости до и после проведения учетной операции соответственно, т;

т₀       - масса брутто нефти, отпущенной с помощью СИКН РП, т;

• 4,4     ^{_ К0Э}ФФ^иЦ^иенты, рассчитываемые по формулам (29) и (30);

В        - коэффициент, рассчитываемый по формуле (31).

• 7.6.5.3 Коэффициенты 4,4’ В рассчитывают по формулам

  4=^ж2+(х#гл,)!+(с-г;р)2,	(29)
  A1=^K2+(KtSh1)\(GSp)2,	(30)
  В = J(G • р • 102 • А/р )2 +(/3 • 102 • btv )2.	(31)

• 7.6.6 Расчет относительной погрешности измерения массы нетто нефти

• 7.6.6.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти

8т_н, %, рассчитывают по формуле

^хс^=±

5

Ьфв =±

5

• 7.6.7 Результаты поверки считают положительными, если пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти не превышают следующих значений:

• - 0,50 % массы брутто товарной нефти;

• - 0,60 % массы нетто товарной нефти.

8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН РП в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 8.2 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН РП.

• 8.3 Отрицательные результаты поверки СИКН РП оформляют в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». При этом выписывается извещение о непригодности к применению СИКН РП с указанием причин непригодности.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки СИКН РП

Дата_____._____.20____г.

Поверитель: (наименование юридического лица или индивидуального предпринимателя, выполнившего поверку)

Место проведения поверки:

Наименование поверяемого средства измерений: Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений

Заводской номер: № 4545-632014

Условия проведения поверки:

а) температура окружающего воздуха, °C

б) относительная влажность, %                 ________

в) атмосферное давление, кПа                  ________

Наименование эталонов и вспомогательных средств: (с указанием заводского номера и свидетельства о поверке (свидетельства об аттестации))

Поверка проведена в соответствии с документом: МП 0505/1-311229-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений. Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 5 мая 2017 г.

• 1. Внешний осмотр: соответствует (не соответствует) требованиям 7.1 методики поверки.

• 2. Опробование: соответствует (не соответствует) требованиям 7.2 методики поверки.

3 Определение абсолютной погрешности ПК температуры

3.1 Состав ИК температуры

3.2 Определение метрологических характеристик ИК температуры комплектно

Результаты определения метрологических характеристик ИК температуры комплектно: положительные (отрицательные).

• 3.3 Определение абсолютной погрешности измерений произвольного чувствительного элемента ИК температуры

  № ИК	t    °C 1ЧЭ ’ с	А °C	А ик 5 °C

Результаты определения метрологических характеристик ИК температуры поэлементно: положительные (отрицательные).

4 Определение метрологических характеристик ИК гидростатического давления

4.1 Состав ИК избыточного давления

4.2

приведенной

ИК избыточного давления комплектно

давления

Результаты определения приведенной погрешности ИК гидростатического давления: положительные (отрицательные).

5 Определение абсолютной погрешности ИК уровня

5.1 Состав ИК уровня

5.2 Результаты определения абсолютной погрешности ИК уровня комплектно на месте эксплуатации

5.3 Результаты определения абсолютной погрешности ИК уровня поэлементно

Результаты определения абсолютной погрешности ИК уровня: положительные (отрицательные).

6 Расчет относительной погрешности измерений массы брутто нефти

• 5.4.1 Расчет относительной погрешности измерений массы брутто нефти до начала учетной операции

• 5.4.2 Расчет относительной погрешности измерений массы брутто нефти после окончания учетной операции

• 5.34.3 Расчет относительной погрешности учетной операции измерений массы брутто нефти

Результаты расчета относительной погрешности измерения массы брутто нефти: положительные (отрицательные).

7 Расчет относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Результаты расчета относительной погрешности измерения массы нетто нефти: положительные (отрицательные).

21 из 21