Методика поверки «Система информационно-измерительная учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений» (МП 2003/1-311229-2018)

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

тии «СТП»

.А. Яценко

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система информационно-измерительная учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 2003/1-311229-2018 г. Казань

2018

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 ИИС РП...............................

1 ВВЕДЕНИЕ

• 1.1 Настоящая       инструкция       распространяется       на       систему

информационно-измерительную учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений (далее - ИИС РП), заводской № 4545-ИИС РП, 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 ИИС РП - 2 года.

• 1.3 Допускается проведение поверки отдельных измерительных каналов (далее - ИК) и (или) отдельных средств измерений из состава ИИС РП в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или меньшем диапазоне (если это предусмотрено методикой поверки) в соответствии с заявлением владельца ИИС РП.

2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

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

  ** Градуировка резервуаров и определение относительной погрешности их вместимости осуществляется по истечению срока действия градуировочной таблицы резервуара(ов).

Таблица 2.1 - Операции поверки

* Градуировка резервуаров и определение относительной погрешности их вместимости выполняется в случаях изменения базовой высоты резервуара более чем на 0,1% и (или) при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость.

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3.1 При проведении поверки применяют эталоны и средства измерений (далее - СИ), приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Основные эталоны и СИ

• 3.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик ИИС 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, заверенную 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, компонентов ИИС РП, работающих под напряжением, должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

• - ко всем используемым СИ, компонентам ИИС РП, 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 ИИС 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 ИИС РП, функциональную схему ИИС РП, СИ, входящие в состав ИИС 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 5 до плюс 35

• - относительная влажность, %                                от 30 до 80

• - атмосферное давление, кПа                                   от 84,0 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 ИИС РП и средств поверки.

• 5.3 Условия градуировки резервуаров по ГОСТ 8.570-2000.

6 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

• 6.1 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

• - изучают техническую и эксплуатационную документацию ИИС РП;

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

• - подготавливают средства поверки с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

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

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

• - используя автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора), дисплей уровнемеров проверяют параметры конфигурации ИИС РП (значения констант, коэффициентов, пределов измерений и уставок, введенных в АРМ и в уровнемеры) на соответствие эксплуатационным документам ИИС РП, действующим градуировочным таблицам резервуаров;

• - выполняют иные необходимые подготовительные и организационные мероприятия.

• 6.2 При изучении технической документации проверяют наличие:

• - эксплуатационной документации ИИС РП;

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

• - инструкции «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой информационно-измерительной учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 2003/2-52-311459-2018;

• 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 ИИС РП проверяют:

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

• - заземление компонентов ИИС РП, работающих под напряжением;

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

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

7.2 Опробование

• 7.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения

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

Таблица 7.1 - Идентификационные данные ПО ИИС РП

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

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

• 7.2.2 Проверка работоспособности

  • 7.2.2.1 Проверку работоспособности ИИС РП проводят одновременно с определением метрологических характеристик по пунктам 7.3 - 7.6 настоящей инструкции.

7.3 Градуировка резервуаров и определение относительной погрешности их вместимости

• 7.3.1 Градуировку резервуаров выполняют для каждого резервуара в соответствии с заявлением владельца ИИС РП.

• 7.3.2 Градуировку резервуара выполняют геометрическим методом по ГОСТ 8.570-2000 «ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки» (с Изменениями № 1,2).

• 7.3.3 Первичную градуировку резервуара выполняют перед вводом в эксплуатацию, а также в случаях изменения базовой высоты резервуара более чем на 0,1% и (или) при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость.

• 7.3.4 Периодическую градуировку резервуара выполняют через 5 (пять) лет.

• 7.3.5 По результатам градуировки резервуара составляют градуировочную таблицу резервуара.

• 7.3.6 Относительную погрешность вместимости резервуара определяют по действующей градуировочной таблице резервуара. Значение погрешности вместимости резервуара приводят в градуировочной таблице.

• 7.3.7 Результаты градуировки резервуара и определения относительной погрешности вместимости резервуара считают положительными, если для резервуара имеется действующая градуировочная таблица и относительная погрешность вместимости резервуара, указанная в градуировочной таблице, находится в пределах ±0,1 %.

• 7.3.8 Градуировочные таблицы резервуаров вносят в память ИИС РП, используя АРМ оператора.

7.4 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти

• 7.4.1 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти выполняют для каждого ИК уровня в соответствии с заявлением владельца ИИС РП.

• 7.4.2 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти выполняют комплектно на месте эксплуатации в соответствии с 7.4.3 настоящей инструкции или поэлементно в соответствии с 7.4.4 настоящей инструкции.

• 7.4.3 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти на месте эксплуатации комплектно

  • 7.4.3.1 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти выполняют в настроенном диапазоне измерений уровнемера методом сравнения с эталонным переносным СИ уровня.

  • 7.4.3.2 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти проводят в контрольных точках измеряемой среды, ориентировочно 95, 75, 55, 35, 15 % от максимального уровня наполнения резервуара в соответствии с его градуировочной таблицей.

  • 7.4.3.3 Измерения в каждой контрольной точке выполняют в статическом режиме резервуара. Перемешивание измеряемой среды в резервуаре, опорожнение и заполнение резервуара в процессе измерений в контрольной точке не допускается.

  • 7.4.3.4 Перед началом измерений проверяют базовую высоту резервуара. Измерение базовой высоты выполняют эталонным переносным СИ уровня. Полученный результат сравнивают со значением базовой высоты, приведенным в градуировочной таблице резервуара. Относительное отклонение значения базовой высоты, полученного по результатам измерения эталонным переносным СИ уровня от значения базовой высоты приведенного в градировочной таблице резервуара не должно превышать 0,1 %.

Примечание - при измерении базовой высоты переносным электронным уровнемером HERMetic UTImeter Otex к показаниям уровнемера прибавляют поправку на «индекс отсчета» равную 4 мм, составляющую разницу между нижней точкой датчика и точкой срабатывания датчика уровнемера.

• 7.4.3.5 Наполняя либо опорожняя резервуар устанавливают уровень измеряемой среды в резервуаре, соответствующий выбранной контрольной точке с точностью ±100 мм. После этого дают резервуару отстояться не менее 30 минут, для исключения влияния возмущений поверхности измеряемой среды в резервуаре на результат измерений.

• 7.4.3.6 Фиксируют с дисплея уровнемера и с монитора АРМ оператора ИИС РП значения уровня измеряемой среды в контрольной точке Ьию, мм, измеренного ИК уровня нефти.

Примечание - показания уровня на дисплее уровнемера и на мониторе АРМ оператора ИИС РП должны быть одинаковыми, при расхождении показаний поверку ИИС РП останавливают до выяснения причин расхождения.

• 7.4.3.7 Выполняют определение уровня измеряемой среды в резервуаре с использованием эталонного переносного СИ уровня нефти. Уровень нефти в резервуаре определяют путем измерения высоты пустоты в резервуаре. Измерение высоты пустоты в резервуаре выполняют дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений пустоты принимают их среднее значение с округлением до 1 мм. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения пустоты в резервуаре повторяют еще дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерениям с округлением до 1 мм. Уровень нефти в резервуаре рассчитывают вычитанием полученного значения высоты пустоты в резервуаре из значения базовой высоты, указанного в градуировочной таблице.

• 7.4.3.8 Повторно фиксируют значение уровня измеряемой среды в резервуаре по показанию ИК уровня нефти.

• 7.4.3.9 За время определения уровня измеряемой среды в резервуаре с использованием эталонного СИ уровня, значение уровня измеряемой среды по показанию ИК уровня нефти не должно измениться более чем на 1 мм. При несоблюдении данного условия выясняют причины изменения уровня, устраняют их и процедуру измерений уровня измеряемой среды в резервуаре согласно пунктам 7.4.3.6 - 7.4.3.8 повторяют.

• 7.4.3.10 Рассчитывают абсолютную погрешность ИК уровня нефти в каждой контрольной точке Д_и, мм, по формуле

^Li ⁼     ~ Lgj                                          (1)

где L_3i - значение уровня измеряемой среды в резервуаре в i-той контрольной точке, определенное с использованием эталонного переносного СИ уровня, мм.

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

• 7.4.3.12 Повторяют процедуры по пунктам 7.4.3.6-7.4.3.11 в оставшихся контрольных точках.

• 7.4.3.13 Результаты определения абсолютной погрешности ИК уровня нефти считают положительными, если рассчитанная для всех контрольных точек абсолютная погрешность ИК уровня нефти не выходит за пределы ±3 мм.

• 7.4.4 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти поэлементно

  • 7.4.4.1 Проверяют наличие действующего свидетельства о поверке на уровнемер радарный SmartRadar. При отсутствии действующего свидетельства о поверке на уровнемер радарный SmartRadar выполняют его поверку. Поверку и оформление ее результатов выполняют в соответствии с документом, устанавливающим методику поверки уровнемера радарного SmartRadar.

  • 7.4.4.2 Устанавливают уровнемер на резервуар (если уровнемер был демонтирован) и производят его настройку (проверку настроек).

  • 7.4.4.3 Результаты определения абсолютной погрешности ИК уровня нефти считают положительными, если уровнемер радарный SmartRadar имеет действующее свидетельство о поверке и настроен для работы на данном резервуаре.

7.5 Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти

• 7.5.1 Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти выполняют для каждого ИК температуры в соответствии с заявлением владельца ИИС РП

• 7.5.2 Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти выполняют комплектно на месте эксплуатации в соответствии с 7.5.3 или поэлементно в соответствии с

• 7.5.4 настоящей инструкции

• 7.5.3 Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти на месте эксплуатации комплектно

• 7.5.3.1 Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти выполняют методом сравнения с эталонным погружным СИ температуры.

• 7.5.3.2 Определение абсолютной погрешности ИК выполняют при заполненном резервуаре. Уровень измеряемой среды в резервуаре должен быть не менее 14 метров. Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти выполняют в статическом режиме резервуара, перемешивание измеряемой среды в резервуаре, опорожнение и заполнение резервуара в процессе определения погрешности ИК не допускается.

• 7.5.3.3 Эталонное погружное СИ температуры с кабелем, имеющим метрическую разметку, погружают в резервуар на уровень, соответствующую местоположению одного из чувствительных элементов преобразователя температуры VITO модели 762 с датчиками температуры модели 768 (далее - преобразователь температуры). Уровни местоположения чувствительных элементов преобразователя температуры определяют по проектной и эксплуатационной документации ИИС РП. Расстояние между чувствительным элементом эталонного погружного СИ температуры и проверяемым чувствительным элементом преобразователя температуры по горизонтали и по вертикали должно быть не более 0,5 метра.

• 7.5.3.4 Выдерживают эталонное погружное СИ температуры на заданном уровне не менее 10 минут для стабилизации измеряемой температуры.

• 7.5.3.5 Фиксируют значения температуры нефти, измеренной эталонным СИ и температуры нефти, измеренной чувствительным элементом преобразователя температуры. Значение температуры нефти, измеренной чувствительным элементом преобразователя температуры считывают с соответствующего окна на мониторе АРМ оператора ИИС РП.

• 7.5.3.6 Рассчитывают   абсолютную погрешность чувствительного элемента преобразователя температуры Д_чэ;, °C, по формуле

^43i ⁼ ^H3M_43i ~ ^3Ti ’                                         (2)

где t_{H3M 43i}     - значение температуры, измеренное i-тым чувствительным элементом

преобразователя температуры, °C;

t_OTi        ^_ значение температуры, измеренное эталонным СИ температуры, °C.

• 7.5.3.7 Повторяют процедуры по 7.5.3.3 - 7.5.3.6 для каждого чувствительного элемента преобразователя температуры.

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

• 7.5.3.9 Результаты определения абсолютной погрешности ИК температуры нефти считают положительными, если рассчитанная абсолютная погрешность измерений каждого чувствительного элемента преобразователя температуры не превышает ±1 °C.

• 7.5.4 Определение метрологических характеристик ИК температуры поэлементно

• 7.5.4.1 Проверяют наличие действующего свидетельства о поверке на преобразователь температуры. При отсутствии действующего свидетельства о поверке на преобразователь температуры выполняют поверку преобразователя температуры. Поверку и оформление ее результатов выполняют в соответствии с документом, устанавливающим методику поверки преобразователя температуры.

• 7.5.4.2 Устанавливают преобразователь температуры в резервуар (если преобразователь был демонтирован).

• 7.5.4.3 Результаты определения абсолютной погрешности ИК температуры нефти считают положительными, если преобразователь температуры, входящий в состав ИК температуры имеет действующее свидетельство о поверке.

7.6 Определение приведенной погрешности ИК гидростатического давления нефти

• 7.6.1 Определение приведенной погрешности ИК гидростатического давления нефти выполняют для каждого ИК гидростатического давления в соответствии с заявлением владельца ИИС РП.

• 7.6.2 Определение приведенной погрешности ИК гидростатического давления нефти выполняют комплектно на месте эксплуатации по 7.6.3 или поэлементно в соответствии с 7.6.4 настоящей инструкции.

• 7.6.3 Определение приведенной погрешности ИК гидростатического давления на месте эксплуатации комплектно

• 7.6.3.1 Перекрывают шаровой кран, соединяющий датчик давления SmartLine ST8OO (далее - датчик давления) с резервуаром.

• 7.6.3.2 Сбрасывают давление на датчике давления через дренажное отверстие до атмосферного. Значение давления контролируют в соответствующем окне на дисплее АРМ оператора ИИС РП.

• 7.6.3.3 Подключают к дренажному отверстию задатчик давления (помпу) и эталон давления.

• 7.6.3.4 Проверяют герметичность соединения путем задания давления 150 кПа. Давление задают с помощью задатчика давления (помпы). Значение давления контролируют с помощью эталона давления. Соединение считают герметичным, если изменение давления в течение 3 минут не превысило 4 кПа.

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

• 7.6.3.5 С помощью задатчика давления (помпы) по показаниям эталона давления задают избыточное давление 0 кПа.

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

• 7.6.3.6 После стабилизации давления фиксируют значения:

• - давления по показаниями монитора АРМ оператора ИИС РП, Р_юш, кПа;

• - давления по показания эталона давления, Р_эт;, кПа.

Примечание - Ввиду инерционности цифрового канала передачи данных допустимо контролировать показания давления не по показаниями монитора АРМ оператора, а на мониторе подключенного к преобразователю HART-коммуникатора.

• 7.6.3.7 Рассчитывают приведенную погрешность ИК гидростатического давления у_к, %, по формуле

¹ max ¹ min

где Р ,Р^ - верхний (150 кПа) и нижний (0 кПа) пределы диапазона измерений ИК гидростатического давления соответственно, кПа.

• 7.6.3.8 Повторяют процедуры по пунктам 7.6.3.5 - 7.6.3.7 при значениях давления 37,5;

75; 112,5; 150; 112,5; 75; 37,5; 0 кПа.

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

• 7.6.3.10 Результаты определения приведенной погрешности ПК гидростатического давления нефти считают положительными, если рассчитанная приведенная погрешность ПК гидростатического давления нефти не превышает ±0,1 %.

7.6.4 Определение приведенной погрешности ИК гидростатического давления нефти поэлементно

• 7.6.4.1 Проверяют наличие действующего свидетельства о поверке на датчик давления. При отсутствии действующего свидетельства о поверке на датчик давления выполняют поверку датчика давления. Поверку и оформление ее результатов выполняют в соответствии с документом, устанавливающим методику поверки датчика давления. Диапазон измерений давления датчиком давления должен быть от 0 до 150 кПа.

• 7.6.4.2 Устанавливают датчик давления на резервуар (если датчик был демонтирован).

• 7.6.4.3 Результаты определения приведенной погрешности ИК гидростатического давления нефти считают положительными, если датчик давления, входящий в состав ИК гидростатического давления нефти имеет диапазон измерений от 0 до 150 кПа и действующее свидетельство о поверке.

7.7 Результаты поверки ИИС РП

• 7.7.1 Результаты поверки ИИС РП считают положительными, при положительных результатах, полученных в ходе выполнения операций по 7.1 - 7.6.

8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 8.1 Результаты поверки ИИС РП заносят в протокол поверки (рекомендованная форма протокола приведена в Приложении А).

• 8.2 При положительных результатах поверки ИИС РП оформляют свидетельство о поверке в соответствии с порядком, установленным законодательством Российской Федерации.

  • 8.2.1 При поверке отдельных ИК из состава ИИС РП в соответствии с заявлением владельца, при положительных результатах оформляют свидетельство о поверке ИИС РП с указанием информации об объеме проведенной поверки.

  • 8.2.2 Свидетельства о поверке ИИС РП в части отдельных ИК из состава ИИС РП (при наличии), прикладываются к свидетельству о поверке ИИС РП.

  • 8.2.3 Свидетельства о поверке средств измерений, входящих в состав ИИС РП, поверенных по методикам поверки этих СИ (при наличии), прикладываются к свидетельству о поверке ИИС РП.

  • 8.2.4 Действующие градуировочные таблицы резервуаров прикладываются к свидетельству о поверке ИИС РП.

• 8.3 Отрицательные результаты поверки ИИС РП оформляют в соответствии с порядком, установленным законодательством Российской Федерации. При этом выписывается извещение о непригодности к применению ИИС РП с указанием причин непригодности.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки ИИС РП

Дата_____._____.20___г.

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

Место проведения поверки:

Наименование поверяемого средства измерений: Система информационно-измерительная учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений

Заводской номер: № 4545-ИИС РП

Владелец: (наименование юридического лица или индивидуального предпринимателя, являющегося владельцем ИИС РП)

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 2003/1-311229-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система информационно-измерительная учета количества нефти в резервуарном парке Береговых сооружений. Методика поверки», утвержденным ООО Центр Метрологии «СТП» 20 марта 2018 г.

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

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

3 Определение относительной погрешности вместимости резервуаров (геометрический метод)

Результаты определения относительной погрешности вместимости резервуаров (геометрический метод): положительные (отрииателъные).

4 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти

4.1 Состав ИК уровня нефти

4.2 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти на месте эксплуатации комплектно

Результаты определения абсолютной погрешности ИК уровня нефти: положительные (отрииательные).

• 4.3 Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти поэлементно

Результаты определения абсолютной погрешности ИК уровня нефти: положительные ('отрииательные).

Примечание: Определение абсолютной погрешности ИК уровня нефти выполняют для каждого ИК уровня нефти в соответствии с заявлением владельца ИИС РП.

5 Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти

5.1 Состав ИК температуры нефти

5.2 Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти комплектно

Результаты определения абсолютной погрешности ИК температуры нефти: положительные (отрииательные).

5.3Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти поэлементно

Результаты определения абсолютной погрешности ИК температуры нефти: положительные (отрииательные).

Примечание: Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти выполняют для каждого ИК температуры нефти в соответствии с заявлением владельца ИИС РП.

6 Определение приведенной погрешности ИК гидростатического давления нефти

6.1 Состав ИК избыточного давления

6.2 Определение приведенной погрешности ИК избыточного давления нефти комплектно

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

• 6.3 Определение приведенной погрешности ИК избыточного давления нефти поэлементно Результаты определения приведенной погрешности ИК гидростатического давления нефти: положительные (отрицательные).

Примечание: Определение приведенной погрешности ИК гидростатического давления нефти выполняют для каждого ИК гидростатического давления нефти в соответствии с заявлением владельца ИИС РП.

7 Результаты поверки ИИС РП.

Результаты поверки ИИС РП: положительные (отрицательные).

15 из 15