Инструкция «ГСИ. Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС "Староликеево" » (НА.ГНМЦ.0407-19 МП)

УТВЕРЖДАЮ^в-ЦЙ^

«Sf,

с'.^^гл<лл-._палъ^ь^ку      7

1\Р> Д'_А V      I □      О <J'^J CCу /

^{v L} / * МГСтНемиров

/X 2019 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС «Староликеево»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0407-19МП

Казань

2019

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Гордеев Е.Ю.

Настоящая инструкция распространяется на систему контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС «Староликеево» (далее - СКУТ), предназначенную для измерений массы нефтепродуктов и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

В соответствии с заявлением владельца СКУТ или другого лица, представившего СКУТ на поверку, допускается проведение поверки отдельных каналов измерений массы из состава СКУТ с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

Интервал между поверками СКУТ: один год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.2).

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СКУТ (п.п. 6.2).

• 1.3 Опробование (п.п. 6.3).

• 1.4 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СКУТ (п.п. 6.4).

• 1.5 Определение метрологических характеристик (далее - MX) (п.п. 6.5):

  • 1.5.1 Проверка наличия действующих градуировочных таблиц (п.п. 6.5.1).

  • 1.5.2 Проверка результатов измерений уровня нефтепродукта в резервуарах (п.п. 6.5.2).

  • 1.5.3 Проверка результатов измерений температуры нефтепродукта в резервуарах (п.п. 6.5.3).

  • 1.5.4 Контроль вычислений массы нефтепродукта СКУТ (п.п. 6.5.4).

  • 1.5.5 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов (п.п. 6.5.5).

• 2.1 Рулетка измерительная металлическая 2-го класса точности по ГОСТ 7502-98 (далее - рулетка).

• 2.2 Электронный термометр с диапазоном измерений от минус 20 до плюс 60 °C и абсолютной погрешностью измерений температуры ± 0,2 °C.

• 2.3 Средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СКУТ.

• 2.4 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СКУТ с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №390 от 25.04.2012;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

- ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СКУТ.

Таблица 1 - Характеристики измеряемой среды

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СКУТ и НД на поверку СИ, входящих в состав СКУТ.

• 6.1 Внешний осмотр

  • 6.1.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СКУТ следующим требованиям:

• - комплектность СКУТ должна соответствовать эксплуатационной документации;

• - на компонентах СКУТ не должно быть механических повреждений, коррозий, нарушений покрытий, надписей и других дефектов, препятствующих применению отдельных СИ, входящих в состав СКУТ, и СКУТ в целом.

6.2 Подтверждение соответствия ПО СКУТ

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО программно-технического комплекса «Резервуарный парк» (далее - ПТК РП).

• 6.2.1.1 Чтобы определить идентификационные данные используется файл «Контрольные сумы файлов.csv» (расположение файла: С:\Арм\Конфигурация\ Контрольные сумы файлов.csv) и окно «О программе» (вызывается при нажатии «О программе» из основной панели ПО ПТК РП).

Идентификационное наименование ПО считывают из столбца «Путь» (после «С:\Арм\ПО\») строки «Модуль расчетов объёмно-массовых показателей» файла «Контрольные сумы файлов.csv»;

Номер версии (идентификационный номер) ПО считывают из строки «ПТК РП:» окна «О программе».

Цифровой идентификатор ПО считывают из столбца «Контрольная сумма» строки «Модуль расчетов объёмно-массовых показателей» файла «Контрольные сумы файлов.csv».

Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода считывают из столбца «Алгоритм» строки «Модуль расчетов объёмно-массовых показателей» файла «Контрольные сумы файлов.csv».

Полученные идентификационные данные заносят в таблицу 1 Приложения А.

• 6.2.1.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СКУТ и полученные в ходе выполнения п. 6.2.1.1 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО ПТК РП СКУТ программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.3 Опробование

• 6.3.1 При опробовании проверяют работоспособность СКУТ в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СКУТ.

Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет формируется и отсутствуют сообщения об ошибках работы СКУТ.

• 6.4 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СКУТ.

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа СКУТ, наличие у проверяемых СИ действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) заверенной подписью поверителя и знаком поверки, у СИ.

Сведения результатов проверки указанных СИ заносят в таблицу 2 Приложения А.

Если очередной срок поверки СИ из состава СКУТ наступает до очередного срока поверки СКУТ, поверяется только эти СИ, при этом поверку СКУТ не проводят.

• 6.5 Определение MX

• 6.5.1 Проверка наличия действующих градуировочных таблиц

Проверяют наличие действующих градуировочных таблиц на резервуары.

Пределы относительной погрешности определения вместимости резервуаров не должны превышать ±0,10 %.

• 6.5.2 Проверка результатов измерений уровня нефтепродукта в резервуарах

Проведение проверки результатов измерений уровня нефтепродукта в резервуарах выполняется для каждого резервуара, входящего в состав СКУТ, для уровня нефтепродукта в диапазоне между нижним нормативным и верхнем нормативным уровнями, после отстоя нефтепродукта в течении 2-х часов.

Измерения уровня нефтепродукта рулеткой в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня, Нр^Р, принимают их среднее значение, с округлением до десятых долей миллиметра.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и в качестве результата измерений уровня, Нр^Р, принимают среднее значение по всем четырем измерениям

Проверка результатов измерений уровня проводится путем сличения показаний рулетки, Н?^р, мм, со значением уровня нефтепродукта, отображаемым на АРМ оператора СКУТ, Н_скут, мм.

Вычисляют величину отклонения показаний уровня СКУТ с округлением до десятых долей мм (ДН_СКУТ, мм) по формуле

Д^скут ⁼ |^р^{Р -} ^скут|-                                   (1)

Для каждого резервуара должно выполняться условие

Д^скут — 1>0 + I ДНр |,                                       (2)

где ДН_Р - абсолютная погрешность измерений уровня нефтепродукта рулеткой, округленная до десятых долей, мм.

Сведения об измерениях уровня нефтепродукта в резервуарах заносят в таблицу 3 Приложения А.

• 6.5.3 Проверка результатов измерений температуры нефтепродукта в резервуарах

Проведение проверки результатов измерений температуры нефтепродукта в резервуарах выполняется для каждого резервуара, входящего в состав СКУТ.

• 6.5.3.1 Проводят отбор точечных проб нефти из резервуаров в соответствии с ГОСТ 2517.

Точечные пробы отбирают переносным пробоотборником с 3-х уровней:

• - верхний - на 250 мм ниже поверхности нефтепродукта;

• - средний - с середины высоты столба нефтепродукта;

• - нижний - нижний срез приемо-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, на 250 мм выше днища резервуара.

При высоте уровня нефтепродукта в резервуаре не более 2000 мм отбор точечной пробы проводят на верхнем и нижнем уровнях.

При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм отбор точечной пробы проводят на нижнем уровне. На заданном уровне отбор точечной пробы нефтепродукта проводят дважды.

Время выдержки пробоотборника на заданном уровне в резервуаре не менее 5 минут для стабилизации теплового режима.

• 6.5.3.2  Измерение температуры проводят в каждой точечной пробе. Электронный термометр выдерживают в точечной пробе в течение 1-3 минут после ее извлечения до отображения на жидкокристаллическом индикаторе постоянного показания. Отсчет температуры проводят с точностью до 0,1 °C, не вынимая электронный термометр из измеряемой среды.

Среднюю температуру нефтепродукта с округлением до десятых долей градуса (Т_э^с£, °C) в резервуаре в случае измерения температуры нефтепродукта

на верхнем, среднем и нижнем уровнях вычисляют по формуле

среды в точечной пробе, отобранной с

среды в точечной пробе, отобранной со

среды в точечной пробе, отобранной с

Среднюю температуру нефтепродукта с округлением до десятых долей градуса (Т_э^с£, °C) в резервуаре в случае отбора точечных проб на верхнем и нижнем уровнях (при уровне нефтепродукта в резервуаре не более 2000 мм) вычисляют по формуле

Среднюю температуру нефтепродукта °C) в резервуаре в случае отбора точечной пробы на нижнем уровне (при высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм) вычисляют по формуле

^^p_T=t_H.                                         (5)

• 6.5.3.3 Проверка результатов измерений температуры нефтепродукта в резервуарах производится путем сличения средней температуры нефтепродукта, Т$, °C, определенной по результатам измерений температуры электронным термометром, со значением температуры нефтепродукта, отображаемым на АРМ оператора СКУТ, Т_скут, °C.

Вычисляют величину отклонения показаний температуры СКУТ с округлением до десятых долей °C (ДТ_скут, °C) по формуле

ДТскут ⁼ |^эт ^— ?скут |-                                    (®)

Для каждого резервуара должно выполняться условие

ДТ_скут < 0,2°С.                                      (7)

Сведения об измерениях температуры нефтепродукта в резервуарах заносят в таблицу 4 Приложения А.

• 6.5.4 Контроль вычислений массы нефтепродукта СКУТ

Контроль вычислений массы нефтепродукта СКУТ производится путем сличения массы нефтепродукта, вычисленной по методике измерений «Масса нефтепродуктов. Методика измерений в резервуарах вертикальных стальных цилиндрических на ЛИДС «Староликеево» Горьковского РНУ АО «Транснефть -Верхняя Волга», М_ми, с округлением до десятых долей килограмма со значением массы нефтепродукта, отображаемым на АРМ оператора СКУТ с округлением до десятых долей килограмма, М_скут.

Вычисляют величину относительного отклонения массы нефтепродукта

СКУТ с округлением до сотых долей % (<5_СКУТ, %) по формуле

Для каждого резервуара должно выполняться условие

5скут — 0,01%.                                    (9)

Сведения об определении массы нефтепродукта в резервуарах заносят в таблицу 5 Приложения А.

• 6.5.5 Определение относительной погрешности измерений массы нефтепродукта СКУТ

Определяют относительную погрешность измерений массы нефтепродукта СКУТ для каждого из резервуаров, 8тщ, %, по формуле

8m_i = ±1,1 ■       + 8Н? + G? • (8р² + /?? ■ 10⁴ ■ ДТ_р²) + 0? • 10⁴ ■ ДТ² + 6N²,      (10)

где 8Ki - относительная погрешность составления градуировочной таблицы i-ro резервуара, %,

8Hi - относительная погрешность измерений уровня в i-м резервуаре, %;

8р - относительная погрешность измерений плотности нефтепродукта, %;

4Tp,217V - абсолютные погрешности измерений температуры нефтепродукта при измерениях его плотности и объема соответственно, °C;

Относительную погрешность измерений плотности нефтепродукта вычисляют по формуле

(12)

абсолютная погрешность измерений плотности нефтепродукта, кг/м³;

плотность нефтепродукта, кг/м³.

Таблица 2 - Коэффициенты объемного расширения нефтепродукта в зависимости от его плотности

• 6.5.5.1 Значения относительной погрешности измерений массы нефтепродукта СКУТ для каждого из резервуаров не должны превышать:

• - +0,65% при измеренной массе нефтепродукта до 200 т;

• - ±0,50% при измеренной массе нефтепродукта 200 т и более.

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СКУТ в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г. с изменениями, утвержденными приказом Минпромторга России № 5329 от 28.12.2018 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СКУТ

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СКУТ к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности к применению в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г. с изменениями, утвержденными приказом Минпромторга России № 5329 от 28.12.2018 г.

Приложение А

(рекомендуемое) Форма протокола поверки СКУТ

Протокол №____

поверки системы контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛИДС «Староликеево»

номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений___

Диапазон измерений:__

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, не более, %:__

Заводской номер: ___

Принадлежит: __________________________________ИНН___

Место проведения поверки:______

Средства поверки:     _______

Методика поверки:______________

Условия проведения поверки:______________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)

• 2. Подтверждение соответствия ПО СКУТ (п.6.2 МП)

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО программно-технического комплекса «Резервуарный парк»

• 3. Опробование (п. 6.3 МП)

• 4. Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СКУТ (п. 6.4 МП)

Таблица 2 - С ведения о поверке СИ, в ходящих в состав СКУТ:

• 5. Определение MX (п. 6.5 МП)

  • 5.1 Проверка наличия действующих градуировочных таблиц

Градуировочная таблица на резервуар РВС-10000 с зав. № 1 (2, 3, 4, 5, 6, 7, 8) действует до____________. Погрешность определения вместимости резервуара

± %.

• 5.2 Проверка результатов измерений уровня нефтепродукта в резервуарах (п. 6.5.2 МП)

Таблица 3 - Сведения об измерениях уровня нефтепродукта в резервуарах

5.3 Проверка результатов измерений температуры нефтепродукта в резервуарах (п. 6.5.3 МП).

Таблица 4 - Сведения об

в

5.4 Контроль вычислений массы нефтепродукта СКУТ (п. 6.5.4 МП).

Таблица 5 - Сведения об определении массы нефтепродукта в резервуарах

• 5.5 Определение относительной погрешности измерений массы нефтепродукта СКУТ (п. 6.5.5 МП).

Заключение: система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛИДС «Староликеево» признана ___________к дальнейшей эксплуатации

годной/не годной

Должность лица проводившего

поверку:

Дата поверки: «_____»  ___

11