Методика поверки «Комплекс измерений массы светлых нефтепродуктов КИМ-90-3» (МЦКЛ.0276.МП)

!Е'

киь1й директор КИП «мцэ»

\& А.В. Федоров ЗИИ 2019 г.

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ИНСТРУКЦИЯ

КОМПЛЕКС ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ КИМ-90-3 МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

г. Москва

Настоящая инструкция распространяется на комплекс измерений массы светлых нефтепродуктов КИМ-90-3, заводской № 01 (далее - комплекс).

Методика поверки устанавливает методы и средства первичной (при вводе в эксплуатацию и/или после ремонта) и периодической поверок комплекса.

Первичную и периодическую поверки осуществляют аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели.

Интервал между поверками - один год.

• 1 Операции поверки

  • 1.1 При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2 Средства поверки

  • 2.1 Перечень средств измерений (СИ) и вспомогательного оборудования, применяемых при проведении поверки:

• - средства поверки измерительных компонентов в соответствии с их методиками поверки;

• - вторичный эталон единицы массы (объема) жидкости по приложению к приказу Госстандарта от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости» - установка поверочная средств измерений объема и массы УПМ, исполнение УПМ 2000 (далее - ПУ), с диапазоном измерений массы от 40 до 2000 кг и номинальной вместимостью мерника 2000 дм³ при 20 °C, пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы не более ± 0,04 % и пределами допускаемой относительной погрешности измерений объема не более ± 0,05 %;

-термометр электронный «ЕхТ-01/1» (из состава установки ПУ), заводской № 828320, диапазон измерений температуры от минус 40 до плюс 130 °C, основная абсолютная погрешность измерений температуры ±0,1 °C, дополнительная погрешность измерений температуры ±0,05 °C на каждые 10 °C изменения температуры окружающей среды для блока измерений;

• - барометр-анероид контрольный М-67, с диапазоном измерений от 610 до 790 мм рт. ст., пределы допускаемой абсолютной погрешности после введения поправок ±0,8 мм рт. ст.;

-прибор комбинированный Testo 608-Н1, диапазон измерений относительной влажности от 15 до 85 %, с погрешностью ±3 %, диапазон измерений температуры от 0 до плюс 50 °C, с погрешностью ± 0,5 °C.

• 2.2 Все СИ (эталоны) должны быть поверены (аттестованы) и иметь действующие свидетельства о поверке (аттестации) или знак поверки.

• 2.3 При проведении поверки допускается применение других эталонов, СИ, но обеспечивающих определение (контроль) MX поверяемого комплекса с требуемой точностью.

• 3 Требования к квалификации поверителей

  • 3.1 К выполнению поверки допускают лиц, достигших 18 лет, прошедших обучение и проверку знаний требований охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004-2015, годных по состоянию здоровья, аттестованные в установленном порядке в качестве поверителей по данному виду измерений, изучивших настоящую методику поверки, эксплуатационную документацию на: комплекс, средства поверки и прошедшие инструктаж по технике безопасности.

• 4 Требования безопасности

  • 4.1 При подготовке и проведении поверки необходимо соблюдать требования безопасности, установленные в нормативно-методической документации на применяемые средства измерений и поверочное оборудование, а также в соответствии с:

• - правилами безопасности труда, действующими на предприятии, где проводят поверка комплекса;

• - правилами безопасности, изложенными в ЭД на комплекс и эталон;

• - Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.1997;

• - «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 25.03.2014 № 116;

• - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», утверждёнными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 07.11.2016 №461;

• - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 № 101;

• -  Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 27.12.2012 № 784;

• - Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок (ПОТЭУ-2014), утвержденными приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 24.07.2013 №328н;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным закон № 69-ФЗ от 21.12.1994 (с изменениями на 30.10.2018) «О пожарной безопасности» и постановление Правительства Российской Федерации от 25.04.2012 № 390 «О противопожарном режиме в Российской Федерации», Федеральным закон № 123-ФЗ от 22.07.2008 (в ред. ФЗ от 29.07.2012 № 117-ФЗ, от 02.07.2013 № 185-ФЗ, от 03.07.2016 № ЗО1-ФЗ, от 29.07.2017 № 244-ФЗ), СНиП 21.01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 № 7-ФЗ (в ред. ФЗ от 29.07.2018 № 252-ФЗ),

• - и другие действующие законодательные акты на территории РФ.

• 4.2 При выполнении поверки комплекса находиться в специальной одежде и обуви, соответствующих требованиям ГОСТ 12.4.137-2001, ГОСТ 27574-87 и ГОСТ 27575-87.

• 5 Условия поверки

  • 5.1 Поверку комплекса проводят в рабочих условиях эксплуатации, с соблюдением требований, установленных в эксплуатационной документации на комплекс и СИ, входящих в его состав.

  • 5.2 Рабочая жидкость при проведении определения метрологических характеристик каждого стояка налива комплекса- газойль или рабочий нефтепродукт (допускается водой).

5.3 Требования к климатическим условиям: - температура окружающего воздуха, °C:

5.4 Значение массового (объемного) расхода жидкости выбирается таким образом, чтобы время налива в мерник было не менее 30 с.

• 6 Подготовка к поверке

  • 6.1 На поверку комплекса представляются следующие документы:

• - свидетельство о предыдущей поверке комплекса (при выполнении периодической поверки) и (или) знак поверки в формуляре комплекса;

• - формуляр на комплекс;

• - руководство по эксплуатации комплекса;

• 6.2 Проверить соответствие условий проведения поверки требованиям раздела 5.

• 6.3 Проверить наличие действующих свидетельств о поверке на средства поверки и свидетельств об аттестации эталонов.

• 6.4 Проверить работоспособность средств поверки.

• 6.5 Средства поверки и вспомогательное оборудование готовятся к работе в соответствии с эксплуатационной документацией на них.

• 6.6 Все СИ и оборудование, входящие в состав комплекса, должны быть исправны. Комплекс должен быть смонтирован (установлен) на месте эксплуатации в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

• 6.7 В соответствии с заявлением владельца комплекса допускается проведение поверки отдельных стояков налива и (или) отдельных постов налива, с обязательным указанием в свидетельстве о поверке комплекса и/или формуляре информации об объеме проведенной поверки.

• 6.8 При использовании в процессе поверки нефтепродуктов их физико-химические показатели должны соответствовать государственным стандартам и/или техническим условиям на нефтепродукты.

• 6.9 Мерник ПУ должен быть предварительно смочен рабочей жидкостью или ее заменителем.

• 7 Проведение поверки и обработка результатов

  • 7.1 Внешний осмотр

    • 7.1.1 При внешнем осмотре устанавливают:

• - соответствие комплектности, маркировки и пломбировки составных частей комплекса требованиям эксплуатационной документации;

• - надписи на составных элементах комплекса должны быть читаемыми и соответствовать эксплуатационной документации на них;

• - отсутствие подтеков жидкости на сварных швах, в фланцевых соединениях трубопроводов и запорной арматуры и дефектов, влияющих на работоспособность комплекса и препятствующих применению комплекса;

• - технологическая обвязка и запорная арматура должны быть технически исправны, не иметь дефектов, способных влиять на их работоспособность, протечки рабочей жидкости не допускаются;

• - должны отсутствовать следы коррозии, слабо закрепленные и отсоединившиеся элементы рабочих гидравлических и электрических схем комплекса.

• 7.1.2 Результаты внешнего осмотра положительные, если выполняются все вышеперечисленные требования.

• 7.2 Опробование

  • 7.2.1 Опробование проводят путем проверки функционирования комплекса в соответствии с порядком, изложенным в эксплуатационной документации. При этом, для каждого стояка налива, производят пробный налив в мерник ПУ минимальной дозы в объеме 2000 дм³.

  • 7.2.2 Результаты опробования считают положительными, если работа комплекса и его составных частей проходит в соответствии с эксплуатационной документацией на них.

7.3 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (ПО)

• 7.3.1 Проверку идентификационных данных ПО производить путем сличения идентификационных данных ПО, указанных в эксплуатационной документации на комплекс, с идентификационными данными ПО, отображаемыми на дисплее контроллера MFX_4 System, имеющем рабочее ПО (РПО), и на АРМ оператора с установленным внешним ПО (ВПО).

• 7.3.2 Для проведения идентификации ПО контроллера MFX_4 его необходимо перезагрузить. Во время загрузки на дисплее отображается версия ПО. Наименование РПО указано в описании типа контроллера. Так же допускается проверка через приложение МЕХ Explorer на АРМ оператора.

• 7.3.3 Идентификация ВПО выполняется путем запуска приложения «Проверка MD5» на рабочем столе АРМа оператора с ПО Копа13.0.

• 7.3.4 Результаты идентификации положительные, если идентификационные данные ПО соответствуют указанным в таблицах 1-2.

Таблица 1 - Идентификационные данные РПО контроллера

Таблица 2 - Идентификационные данные ВПО

• 7.4 Определение MX

• 7.4.1 Определение MX комплекса производится комплектной поверкой комплекса на месте эксплуатации с использованием ПУ, с применением рабочих жидкостей, применяемых при эксплуатации, или жидкостей заменителей, в соответствии с п.п. 7.4.2-7.4.3.

• 7.4.2  Определение относительной погрешности измерений массы жидкости

• 7.4.2.1 Определение относительной погрешности измерений массы жидкости каждого стояка налива производить с помощью ПУ путем сравнения результата измерений массы жидкости при наливе в мерник ПУ с помощью комплекса, с результатом измерений массы жидкости в мернике ПУ с помощью ПУ.

• 7.4.2.2 В соответствии с требованиями эксплуатационной документации комплекса выполнить необходимые операции для заполнения мерника ПУ жидкостью минимальной массой дозы 1570 кг - для дизельных топлив и 1500 кг - для керосина.

Примечание - Для нижнего налива - массомер и трубопровод между ним и точкой передачи должны быть полностью наполнены жидкостью в течении измерений и во время периодов остановок потока.

• 7.4.2.3 Относительную погрешность измерений массы жидкости, для каждого /-го стояка налива, %, определять по формуле

  

(1)

где M_U3.4i - масса жидкости, налитая в мерник ПУ, по показаниям комплекса, для z-го стояка налива, кг;

К - коэффициент, учитывающий поправку на выталкивающую силу воздуха, при взвешивании мерника ПУ в воздухе;

Мпут - масса жидкости по показаниям ПУ, для /-го стояка налива, кг.

• 7.4.2.4 Коэффициент (А), учитывающий поправку при взвешивании в воздухе, определяют по формуле

  К _ Р15(20) “(р? Ра)

  Рг'(Р15(20) Рв)

  (2)

где р₁₅₍₂₀₎ - плотность жидкости, приведенная к плотности при температуре 15 °C или 20 °C (из Паспорта наливаемого нефтепродукта), кг/м³;

р_г - плотность материала гирь при поверке весов, принимать р_г = 8000 кг/м³;

р_в - плотность воздуха при температуре /, кг/м³.

• 7.4.2.5 Плотность воздуха определять по приложению А настоящей методики измерений или рассчитать по формуле

0,4648-А

273,15+/_в ’

где Р -атмосферное давление, мм рт. ст.;

/-температураокружающего воздуха, °C.

• 7.4.2.6 Допускается при расчётах относительной погрешности измерений массы нефтепродукта по формуле (2) использовать среднее значение коэффициента Л'=1,001.

• 7.4.2.7 Операции по определению относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, производить не менее трех раз.

• 7.4.2.8 Результаты определения относительной погрешности измерений массы жидкости считаются положительными, если полученные значения, для каждого /-го стояка налива, не превышают допускаемых пределов относительной погрешности измерений массы жидкости ±0,25 %.

• 8 Оформление результатов поверки

  • 8.1 Результаты поверки оформляют протоколами произвольной формы.

  • 8.2 Положительные результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке, оформленным в соответствии с действующими нормативными правовыми документами и (или) записью в формуляр на комплекс, с обязательным указанием информации об объеме проведенной поверки, заверяемой подписью поверителя, проводившего поверку, и знаком поверки.

  • 8.3 Производят пломбировку клемных коробок, электронных преобразователей и фланцев счетчиков-расходомеров массовых CMF300 из состава комплекса в соответствии с их эксплуатационными документами или как для аналогичных СИ в соответствии с МИ 3002-2006 или как представлено в приложении Б на рисунке Б. 1.

  • 8.4  При отрицательных результатах поверки комплекс к применению не допускают, оттиск поверительного клейма гасят, свидетельство о поверке аннулируют, и в соответствии с действующими нормативными правовыми документами оформляют «Извещение о непригодности к применению».

    

Начальник управления метрологии ЗАО КИП «МЦЭ»

Приложение А

(справочное)

Плотность воздуха в зависимости от давления и температуры

Таблица А.1

Приложение Б

(обязательное)

Схема пломбировки клемной коробки, электронного преобразователя и фланцев счетчика-расходомера массового CMF300

Рисунок Б. 1 - Схема пломбировки клемной коробки, электронного преобразователя и фланцев счетчика-расходомера массового CMF300

9