Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1235 ООО «Транснефть - Порт Приморск»» (МП 0541-14-2016)

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 нефтепродуктов № 1235 ООО «Транснефть - Порт Приморск»

Методика поверки

МП 0541-14-2016

/ Начальник НИО-14

Р-Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

г. Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1235 ООО «Транснефть — Порт Приморск» (далее -система) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок системы.

Интервал между поверками -12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки       

2 Средства поверки

• 2.1  Рабочий эталон 1 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» или ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости».

• 2.2 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки средств измерений (СИ), входящих в состав системы, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

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

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 г. № 197-ФЗ (ред. 03.07.2016 г. с изменениями и дополнения, вступившими в силу с 03.10.2016 г.);

• - в области промышленной безопасности - Федеральный закон от 21.07.97 г. № 116-ФЗ (ред. 02.06.2016 г.) «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 г. № 101 (ред. 12.01.2015 г.) «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ от 27.12. 2012 г. № 784 «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»);

• - в области пожарной безопасности — Федеральный закон от 21.12.1994 г. № 69-ФЗ (ред. 23.06.2016 г.) «О пожарной безопасности», Федеральный закон Российской Федерации от 22.07.2008 г. № 123-ФЗ (ред. 03.07.2016 г.) «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25.04.2012 г. № 390 (ред. 06.04.2016 г.) «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21-01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -«Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утверждены Приказом Минтруда России от 24.07.2013 г. № 328н (ред. 19.02.2016 г.) «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок»), Приказ Минэнерго РФ от 13.01.2003 г. № 6 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ (ред. 03.07.2016 г.) «Об охране окружающей среды», Федеральный закон от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ (ред. 03.07.2016 г.) «Об отходах производства и потребления».

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

Характеристики системы и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие параметров измеряемой среды, указанных в таблице 2, проверяют по

данным актов приема-сдачи нефтепродуктов.

Таблица 2 - Характеристики системы и параметры измеряемой среды

5 Подготовка к поверке

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, НД на методики поверки СИ и эксплуатационной документацией на СИ, входящие в состав системы.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, эксплуатационно-технической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) системы.

• 6.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

• 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03 (далее - ИВК) проводят в соответствии с документом «Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03. Руководство оператора. Нефть, нефтепродукты. Преобразователи объемного расхода. РХ.342.03.01.000 РО».

Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК необходимо в меню «Основное меню» выбрать пункт «Просмотр 2». В меню «Просмотр 2» выбрать пункт «Версия программы». На экране появится окно с идентификационными данными ПО ИВК.

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы «Rate АРМ оператора УУН» проводят в следующей последовательности:

• - для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора системы необходимо в главном окне программы выбрать вкладку «Версия»;

• - в открывшемся окне выбрать вкладку «Получить данные по библиотеке», после чего' на экране появится окно с идентификационными .данными ПО АРМ оператора.

• 6.3 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 их применению;

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

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на методику поверку СИ, входящих в состав системы.

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

• 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

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

• 6.5 Определение метрологических характеристик

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3 с учетом требований,

предъявляемых к системе.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 3 - СИ и методики их поверки

СИ, не участвующие в определении массы нефтепродуктов или, результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефтепродуктов, допускается калибровать не реже одного раза в год в соответствии с действующими НД.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов системой.

Определение относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов системой 8M_S> %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при косвенном методе динамических измерений и измерениях объема нефтепродуктов с применением ТПР и плотности нефтепродуктов с применением ПП проводят по формуле

8М_б = ±1,1 х    + G² х (5² + Д² х 10⁴ х АГ²)+Д² х 10⁴ х АГ² + З² ,         (1)

где      - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема

нефтепродуктов с применением ТПР, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

l + 2x flxTy

1 + 2х/3*Т_р’

где р - коэффициент объемного расширения нефтепродуктов, 1/°С (Приложение А ГОСТ Р

8.595);

T_piT_v - температура нефтепродуктов на момент поверки при измерениях плотности и объема нефтепродуктов соответственно,°C;

З_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефтепродуктов с применением ПП, %, определяются по формуле

х100

min

где Др - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м³;

Pmin “ нижний предел рабочего диапазона плотности нефтепродуктов, кг/м³;

AT_p, АТ_И - абсолютные погрешности измерений температуры Т_р,Т_и,°С;

3_N - пределы допускаемой ‘ относительной погрешности вычислений массы нефтепродуктов, %.

Относительная погрешность измерений массы нефтепродуктов системой не должна превышать ± 0,25 %.

• 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.

На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают диапазон измерений объемного расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов.

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.

7