Методика поверки ««Система измерительная нефтебазы Видное ООО «ЛУКОЙЛ-Центрнефтепродукт»» (МЦКЛ.0204.МП)

«Система измерительная нефтебазы Видное ООО «ЛУКОЙЛ-Центрнефтепродукт»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МЦКЛ.0204.МП

2016 г.

Содержание

• 1  ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

• 2  СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3  УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

• 4  МЕТОДЫ ПОВЕРКИ

  • 4.1   Проверка соответствия системы эксплуатационной документации

  • 4.2   Опробование

  • 4.3   Идентификация программного обеспечения (ПО)

  • 4.4   Определение MX системы при измерении массы, объема и плотности нефтепродукта

• 5  ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 6  ПЛОМБИРОВКА

Настоящая методика устанавливает методы и средства первичной и периодической поверки системы измерительная нефтебазы Видное ООО «ЛУКОЙЛ-Центрнефтепродукт», заводской № 01 (далее - Система). Система включает в свой состав восемь постов нижнего налива отпуска нефтепродуктов и подсистему управления. Измерение массы, объема и плотности отпускаемой дозы нефтепродукта осуществляется счетчиком-расходомером массовым Micro Motion с датчиком массового расхода CMF300 и измерительный преобразователь модели 2700, фирмы «Micro Motion Inc.», США (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - per. № в ФИФ) 13425-06) (далее - расходомер), измерение температуры осуществляется датчиком температуры 248, фирмы «Emerson Process Management Temperature GmbH», Германия (per. № в ФИФ 28033-05).

На каждом посте нижнего налива реализованы измерительные каналы (ИК):

• - ИК массы нефтепродукта при отпуске - 1 шт.;

• - ИК объема нефтепродукта при отпуске - 1 шт.;

• - ИК температуры нефтепродукта при отпуске - 1 шт.;

• - ИК плотности нефтепродукта при отпуске - 1 шт.

Первичная и периодическая поверка системы проводится на месте эксплуатации. Ответственность за организацию и своевременность проведения первичной и периодической поверки системы несет ее владелец.

Первичную поверку проводят до ввода системы в эксплуатацию и после ремонта, а также после замены средств измерений утвержденного типа входящих в состав системы, периодическую по истечении срока интервала между поверками.

Первичную и периодическую поверку осуществляют аккредитованные в установленном порядке юридические лица и индивидуальные предприниматели.

Интервал между поверками - два года.

Допускается проведение поверки системы не в полном объеме (отдельные ИК) в соответствии с заявлением владельца, с обязательным указанием в свидетельстве о поверке и протоколе поверки системы информации об объеме проведенной поверки.

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

  Наименование операции	Номер пункта методики поверки	Проведение операции при
  		Первичной поверке	Периодической поверке
  1	2	3	4
  Проверка соответствия системы требованиям эксплуатационной документации	4.1	+	+
  Опробование	4.2	+	+
  Идентификация программного обеспечения (ПО)	4.3	+	+
  Определение метрологических характеристик (MX) системы	4.4	+	+

Продолжение таблицы 1

• 2.1 При проведении поверки должны быть применены средства поверки, указанные в таблице 2.

• 2.2 Средства поверки должны быть исправны, иметь техническую документацию и действующие свидетельства о поверке.

Таблица 2

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

влияющих факторов, соответствующих условиям:

• - температура измеряемой среды, °C

• - температура окружающей среды, °C

• - влажность окружающей среды, %, не более

• - атмосферное давление, кПа

• 3.1.1 Параметры электропитания от сети переменного тока:

• - напряжение, В                                               220_ _{lg %}, 380_ _JS

-частота, Гц                                                                50 ±1.

• 3.1.2 Отсутствие внешних электрических и магнитных полей, кроме геомагнитного поля.

• 3.1.3 Отсутствие механической вибрации, тряски и ударов, влияющих на работу системы.

• 3.1.4 Средства измерений, входящие в состав системы, должны быть исправны.

• 3.1.5 Давление в трубопроводах при наливе продуктов, не более, МПа            1,0.

• 3.2  Требования безопасности при проведении поверки

• 3.2.1 При проведении поверки должны соблюдаться требования безопасности в соответствии с:

• - правилами безопасности труда, действующими в том месте, где проводят поверку системы;

• - правилами безопасности, изложенными в эксплуатационной документации на систему, а также в документах на методики поверки СИ, входящих в состав системы;

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03);

• - «Правилами промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов» (ПБ 09-560-03);

• - «Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» (ПБ 09-540-03);

• - «Правилами технической эксплуатации электроустановок»;

• - «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей»;

• - другими нормативными документами, действующими в сфере безопасности.

• 3.3  Требования к персоналу, проводящему поверку

• 3.3.1 К выполнению операций поверки допускают лиц, достигших 18 лет, годных по состоянию здоровья, прошедших обучение и проверку знаний, требований охраны труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004-90 «Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения», прошедших обучение, проверку знаний и допущенных к обслуживанию испытательного оборудования, изучивших настоящую ПИ, эксплуатационную документацию на систему, испытательное оборудование и эталонные средства измерений.

• 3.3.2 К обработке результатов измерений допускают лиц изучивших настоящую методику.

• 3.3.3 К проведению поверки допускают лиц, аттестованных в качестве поверителя, знающих требования эксплуатационной документации на систему, средства измерений и оборудование, входящее в ее состав.

• 3.3.4 При поверке управление системой должны осуществлять лица, прошедшие обучение и проверку знаний и допущенные к их обслуживанию.

• 3.3.5 При появлении течи продукта, загазованности и других ситуациях, нарушающих нормальный ход поверочных работ, поверку прекращают. В дальнейшем обслуживающий персонал системы руководствуется эксплуатационными документами на систему и оборудование, входящее в ее состав.

• 4.1.1 Проводят внешним осмотром, при этом устанавливают:

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

• - отсутствие повреждений и дефектов, препятствующих проведению поверки.

• 4.1.2 Результаты считают положительными, если установлено полное соответствие комплектности, маркировки, монтажа и пломбировки составных частей системы требованиям эксплуатационной документации, а также отсутствие повреждений и дефектов, препятствующих проведению поверки.

• 4.1.3 При выявлении несоответствий, такие несоответствия устраняют.

• 4.2.1 Подготовить систему к работе в соответствии с указаниями РЭ, задать дозу выдачи нефтепродукта 2000 л и налить в мерник УПМ-2000 для смачивания.

• 4.2.2 Результаты опробования считают положительными, если работа системы проходит в соответствии с эксплуатационной документацией и система не выдает никаких сообщений об ошибке.

• 4.3.1 Система имеет встроенное программное обеспечение (ПО), которое подразделяется на:

• - метрологически значимую часть ПО, используемую для: преобразования, передачи и представления измерительной информации о количестве и параметрах нефтепродуктов, к которому относится ПО «ИСУ НПО Petronics. Модуль управления нефтебазой (Корпоративная АСУ НБ)», устанавливается в памяти АРМ оператора, в процессе эксплуатации данное ПО не может быть изменено, т.к. пользователь не имеет к нему доступа;

• - метрологически не значимую часть ПО, предназначенную для осуществления информационного обмена сервера АСУ ТП и АРМ операторов, обеспечения безопасности и управления технологическим процессом, к которому относиться ПО «CitectSCADA» и «ORACLE», устанавливается в памяти сервера АСУ ТП и АРМ оператора.

• 4.3.2 Проверку соответствия ПО производят путем сравнения идентификационных данных, указанных в приложении к свидетельству об утверждении типа на систему и в таблице 3 настоящего документа, с данными, отображаемыми на дисплее АРМ оператора при запуске системы.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

• 4.3.3 Результаты проверки считаются положительными, если установлено полное соответствие идентификационных данных ПО.

• 4.3.4 Результаты поверки заносят в протокол поверки.

Через АРМ оператора задают дозу выдачи 2000 л и наливают ее в мерник УПМ-2000. После завершения налива фиксируют в протоколе поверки следующие параметры:

• - по показаниям системы:

• - объем нефтепродукта, м³;

• - массу нефтепродукта, кг;

• - плотность нефтепродукта, кг/м³.

• - по показаниям поверочного оборудования:

• - объем нефтепродукта, м³;

• - массу нефтепродукта, кг;

• - температура нефтепродукта, °C.

При поверке системы производят не менее трех наливов для каждого поста налива.

• 4.4.1 Определение MX системы при измерении массы нефтепродукта определяют путем сравнения результата измерений массы нефтепродукта при наливе с помощью системы с результатом измерений массы нефтепродукта с помощью УПМ-2000.

Массу нефтепродукта в мернике УПМ-2000 с учетом поправки (шупм'(о) для каждого налива (0 вычисляют по формуле 1 (в случае применения другого поверочного оборудования в эксплуатационной документации на которое указан иной способ вычисления действительного значения массы, пользуются им)

шупм'О)- 1,001-шупмм,

где тупм(<) - измеренное значение массы нефтепродукта по цифровому табло весового терминала УПМ-2000;

Значение относительной погрешности измерения массы нефтепродукта для каждого налива вычисляют по формуле 2

УПМ’(/)

(2)

где гласим ^_ масса нефтепродукта по показаниям системы, кг.

• 4.4.2 Определение MX системы при измерении объема нефтепродукта определяют путем сравнения результата измерений объема нефтепродукта при наливе с помощью системы с результатом измерений объема нефтепродукта с помощью УПМ-2000.

Объем нефтепродукта в мернике УПМ-2000 с учетом поправки (Уупм'(о) для каждого налива (0 вычисляют по формуле 3 (в случае применения другого поверочного оборудования в эксплуатационной документации на которое указан иной способ вычисления действительного значения объема, пользуются им)

Уупм'О)- Уупмм + VynM(0'3L-(t(,)-20),

где Уупм(₍) - объем нефтепродукта в мернике УПМ-2000 по показаниям шкалы установленной на горловине мерника, дм³(л);

Значение относительной погрешности измерения объема нефтепродукта для каждого налива вычисляют по формуле 4

V - V

^VACH(Q ^¥УПМ’(<) . 1 АА О/

_{ш v} ’

^v УПМ'0)

где Vach(<) - объем нефтепродукта по показаниям системы, дм³(л).

• 4.4.3 Определение MX системы при измерении плотности нефтепродукта определяют путем сравнения результата измерений плотности нефтепродукта при наливе с помощью системы с результатом измерения плотности нефтепродукта в мернике УПМ-2000 плотномером ПЛОТ-ЗБ (р(,))2.

Значение абсолютной погрешности измерения плотности нефтепродукта для каждого налива вычисляют по формуле 5

Др(0 = Расно) - р«),                                               (5)

где Pach(z) - плотность нефтепродукта по показаниям системы, кг/м³;

Примечание: допускается в качестве (роэ) использовать значение плотности объединенной точечной пробы (полученной смешением точечных проб, взятых по ГОСТ 2517-2012 из мерника УПМ-2000), определенное лабораторией с приведением к температуре нефтепродукта в мернике УПМ-2000 при отборе точечных проб. Пределы абсолютной погрешности определения плотности, не более ±0,3 кг/м³.

• 4.4.4 Определение MX системы при измерении температуры нефтепродукта

При поверке системы проверяется наличие действующих свидетельств о поверке на датчики температуры 248, фирмы «Emerson Process Management Temperature GmbH», Германия (per. № в ФИФ 28033-05), входящих в состав системы. При условии, что срок действия поверки не распространяется на весь интервал между поверками системы, датчики температуры поверяются при истечении их интервала между поверками в соответствии с документом «Датчики температуры 248. Методика поверки», разработанным и утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в октябре 2004 г. Свидетельства о поверке датчиков температуры 248 должны хранится вместе с формуляром на систему. Во время снятия датчиков температуры 248, допускается эксплуатация системы за исключением ИК температуры.

• 4.4.5 Результаты поверки по п. 4.4.1-4.4.3 считают положительными, если предельные значения погрешности измерений массы (бт_(/)), объема (5V _(/)) и плотности (5p_(i)) нефтепродукта рассчитанные для каждого налива, не более:

• - бт _(/)                                                                              ±0,25 %;

• - 5V_(/)                                                                           ±0,30 %;

• - Др(,) 5р_(/)                                                                                ±1,0 кг/м³.

• 4.4.6 Результаты поверки заносят в протокол поверки.

• 5.1  Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

• 5.2  При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке в установленном порядке, знак поверки наносится на бланк свидетельства о поверке.

• 5.3  При отрицательных результатах поверки оформляют извещение о непригодности к применению.

• 6.1 Пломбировка средств измерений из состава системы производится в соответствии с их эксплуатационной документацией.

8

¹

- при определении MX системы при измерении плотности нефтепродукта диапазоны температур измеряемой и окружающей среды: от минус 10 до плюс 50 °C.