Инструкция «Система измерений количества нефтепродуктов на причалах Усть-Кутского цеха АО "Иркутскнефтепродукт"» (МП 001-УМ-2019)

ИНСТРУКЦИЯ

Система измерений количества нефтепродуктов на причалах Усть-Кутского цеха АО «Иркутскнефтепродукт»

Методика поверки

МП 001-УМ-2019

МОСКВА 2019

ООО ИК «СИБИНТЕК»

Николаева П.Ю.

ООО ИК «СИБИНТЕК»

Настоящая инструкция распространяется на Систему измерений количества нефтепродуктов на причалах Усть-Кутского цеха АО «Иркутскнефтепродукт» (далее -систему), зав № 1-01482. предназначенную для автоматизированного измерения количества и нефтепродуктов.

Интервал между поверками - один год.

1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• - проверка комплектности технической документации (п. 6.1);

• - подтверждение соответствия программного обеспечения (п. 6.2);

• - внешний осмотр (п. 6.3);

• - опробование (п. 6.4);

• - определение метрологических характеристик (п. 6.5).

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 2.1  При комплексной поверке на месте эксплуатации поверка проводится с применением рабочих эталоны 1-ого или 2-ого разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.02.2018 № 256.

• 2.2 При поэлементной поверке применяются средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы

2.3. Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки, аттестованные в качестве эталонов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в документах, приведенных в п. 2.1 и таблице 3.

3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими нормативными документами (далее -НД);

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

• - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

4 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

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

• 4.2 Характеристики измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 1 проверяют по данным паспорта качества нефтепродуктов, находящихся в измерительных линиях.

Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики системы и измеряемой среды

• 4.3 Возможность проведения поверки отдельных измерительных каналов и (или) отдельных автономных блоков из состава системы для меньшего числа измеряемых величин или на меньшем числе поддиапазонов измерений для системы не предусматривается.

5 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

При подготовке к поверке выполняют следующие работы:

• - проверка выполнения условий пункта 2, пункта 3, пункта 4 настоящей инструкции:

• - подготовка к работе системы и средств поверки согласно их эксплуатационных документов;

• - проверка герметичности соединений и узлов гидравлической системы рабочим давлением.

6. ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

• 6.1.1 Проверяют наличие эксплуатационной документации на систему, а также на СИ, входящие в состав системы.

• 6.1.2 При проведении комплектной поверки проверяют наличие действующих свидетельств о поверке на преобразователи давления и системы Modicon М580. входящие в состав системы. При проведении поэлементной поверки проверяют наличие действующих свидетельств о поверке всех СИ. входящих в состав системы.

• 6.2 Проверка идентификации и защиты ПО системы.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) оператора осуществляется в соответствии с руководством пользователя оператора.

• 6.2.1.1 В меню «Пуск» выбирают ярлык «ScheneiderElecrtic», «CitectSCDADA Менеджер среды выполнения»

  I

  Schneider Electric

  Crtect SCADA Менеджер Испол-

  Crtect Studio

  Configurator

  Driver Manager

  End User License Agreement

  End User License Agreement

  Crtect SCADA Исполнительная—

  

  Hardware Catalog Manager

  в подменю -

  • 6.2.1.2 Проверяют версию ПО

  Менеджер среды «ыгюлненне

  

  Version 8.10

  PR1CHAL IRCUTSKO3O6

  ЦПУ	©ПРОШ	Процесс	Tm	Состоьые     Соо&ивме
  Все	1768	Queer 1 АвтServer’	Аларм	Зап,ш®г
  Все	2740	Ouelerl ©Server 1	Cec®*o Ю	Затушен
  Все	825В	Ouelerl Trend Served	Трена	Затми
  Бее	8540	CUrterl Report Served	Orve’	Затушен
  Все	900	•Own		Звтушвг (Де	_
  	Перезагустег» все             Звеерцеп» асе			Ссрьль	Справка

  

  • 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО системы осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.

  • 6.2.2.1 Запускают ПО Unity Pro.

  • 6.2.2.2 В меню выбирают пункт PLC -> Set Address...

  Modicon М580

  

• 6.2.2.3 В открывшемся окне в строку Address вводится IP-адрес контроллера, после чего нажимают клавишу «ОК»

  

• 6.2.2.4 В меню нажимают - 1. Connect - > 2. Uploud project

  

6.2.2.5.В появившемся окне нажимают кнопку «Transfer Project from PLC»

• 6.2.2.6. В списке выбирают пункт «Derived FB Types», подпункт «Flow meter». Вызывают контекстное меню на строке «Flow meter». В появившемся контекстном меню выбирают функцию «Properties»

  

  j Project

  _j Conftgurotion >        0 : PIC bu»

  *

  _J Derived ОЫл types 3 * э AnatoAn & СОЖП

  3 соингея J »* J trout .HART Modbui

  3 ЯТЕ J ТАЯ I Э TB®>

  i. Derived ТВ Тур»

  

  I Там* Everts □ t/OEnrft I AromatMn ТаЫеа •    _, Operator SireeTH

  <t, Documentation

• 6.2.2.7. В появившемся окне считывают версию (1), и дату изменения(2).

  

6.2.3 Результат подтверждения соответствия программного обеспечения считается положительным, если полученные идентификационные данные программного обеспечения системы (идентификационное наименование программного обеспечения, номер версии (идентификационный номер программного обеспечения) и цифровой идентификатор ПО соответствуют идентификационным данным, указанным таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав системы четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.4 Опробование

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

• 6.4.2 Проверяют герметичность гидравлической части системы.

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

• 6.5 Определение метрологических характеристик

Определение метрологических характеристик системы выполняется посредством проведения комплексной поверки на месте эксплуатации или поэлементной поверкой всех СИ, входящих в состав системы.

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик при комплексной поверке на месте эксплуатации

Определение относительной погрешности системы при измерении массы нефтепродукта проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.

Относительную погрешность измерений массы нефтепродукта определяют сравнением значений массы нефтепродукта, измеренных счетчиками-расходомерами массовыми Promass модификации 83F (далее - СРМ), входящими в состав системы, со значениями массы нефтепродукта, измеренными эталоном единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда, подключенным последовательно с СРМ из состава системы.

Для каждого СРМ проводят измерения массы нефтепродукта в трех точках, равномерно распределенных в диапазоне расхода. Число измерений в каждой точке не менее трех, при допустимом отклонении установленного массового расхода от контрольных точек ± 3%.

Относительную погрешность измерений при измерении массы нефтепродукта 5М, %, определяют по формуле

<5М = ^Мстм~^м' ■ 100%,                                 (1)

М_э

где М_срм масса нефтепродукта, измеренная СРМ. т;

М_э - масса нефтепродукта, измеренная рабочим эталоном единицы массового расхода жидкости 1 -ого или 2-ого разряда, т.

Систему считают прошедшей поверку, если значение относительной погрешности при измерении массы нефтепродукта с применением СРМ в каждой точке при каждом измерении не превышает значения ± 0,25%.

• 6.5.2 Определение метрологических характеристик СИ. входящих в состав системы при поэлементной поверке.

Определение метрологических характеристик СИ. входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД. приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Систему считают прошедшей поверку, если все СИ, входящие в её состав, имеют действующие свидетельства о поверке.

• 6.6 Определение относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов

За погрешность измерений массы нефтепродуктов принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ ±0.25%.

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 Приказа Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.3 Протокол поверки заполняют в соответствии с приложением 1 к настоящей методике поверки. Для каждой измерительной линии заполняют отдельный протокол поверки.

• 7.4 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки, а также на пломбы в соответствии со схемами пломбировки, приведенными в описании типа.

(обязательное)

Форма протокола поверки системы измерений количества нефтепродуктов на причалах Усть-Кутского цеха АО «Иркутскиефтепродукт»

Н аи м ен о ван и е С И __________

Причал /   _________________________________________________

ИЛ №   ________________________________

Счетчик-расходомер массовый, установленный на ИЛ. зав. №  _____________________

Диапазон массового расхода, т/ч ______________________________

Условия проведения поверки:           _________________________________

• - температура окружающего воздуха, °C             _____________________

• - относительная влажность окружающего воздуха, %       ________________

• - атмосферное давление, кПа

Поверочная среда -  _________________________________________

Основные средства поверки