Установки измерительные ОЗНА-Агидель
| Номер в ГРСИ РФ: | 77045-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Установки измерительные ОЗНА-Агидель (далее - установки) предназначены для измерений массы, объема, плотности, температуры и избыточного давления светлых и темных нефтепродуктов, нефти, скважинной жидкости, растворов кислот, солей и других жидкостей при наливе автомобильных и железнодорожных цистерн, а также при наливе в топливные баки большегрузной техники.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77045-19 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | ОЗНА-Агидель |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 23.12.2024 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
| Зарегистрировано поверок | 312 |
| Найдено поверителей | 26 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 308 (99%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 4 (1%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 77045-19: Описание типа СИ | Скачать | 180.8 КБ | |
| 77045-19: Методика поверки МП 1041-1-2019 | Скачать | 6.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные ОЗНА-Агидель (далее - установки) предназначены для измерений массы, объема, плотности, температуры и избыточного давления светлых и темных нефтепродуктов, нефти, скважинной жидкости, растворов кислот, солей и других жидкостей.
Описание
Принцип действия установок основан на прямом методе измерений массы, объема, плотности, температуры и избыточного давления жидкости с помощью средств измерений, входящих в состав установок, и обработки полученных результатов блоком измерения и обработки информации.
Установки измерительные ОЗНА-Агидель собраны на раме и состоят из средств измерений массы, объема, температуры, плотности и избыточного давления жидкости, объемной доли воды (опционально, для установок с каналом измерений массы нефти обезвоженной), вспомогательных датчиков и сигнализаторов, обеспечивающих технологический режим установок. Для подключения установок к автомобильным или железнодорожным цистернам используются устройства верхнего и/или нижнего налива и/или слива (зависит от модификации). В зависимости от особенностей измеряемой среды в установке может быть использован сепаратор (газоотделитель).
В качестве средств измерений массы, объема и плотности жидкости применяются счетчики-расходомеры массовые следующих типов: счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационные №№ 71393-18, 45115-16, 45115-10), расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400 (регистрационный № 53804-13), расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) (регистрационный № 68358-17), расходомеры массовые Promass модели 83F (регистрационный № 70998-18), расходомеры счетчики массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC (регистрационный номер 75394-19), счетчики-расходомеры массовые кориолисовые OVAL модификаций ALTImassType U, ALTImass Type S и ALTImass Type B (регистрационный № 65322-16), счетчики-расходомеры массовые
ЭМИС-МАСС 260 (регистрационные №№ 42953-09, 42953-15), счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 77657-20), счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс (регистрационный № 70629-18), счетчики-расходомеры массовые
ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный № 47266-16), расходомеры-счетчики массовые серии RHM (регистрационный № 79411-20).
В качестве средств измерений объема применяются счетчики жидкости следующих типов: счетчик жидкости ДЕБИТ-2 (регистрационный № 75258-19), счетчик жидкости СЖ (регистрационный № 59916-15), преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200
(ЭВ-200)» (регистрационный № 42775-14), расходомеры-счетчики вихревые ЭЛЕМЕР-РВ
(регистрационный № 77797-20).
В качестве средств измерений температуры и давления применяются средства измерений утвержденного типа, обеспечивающие метрологические характеристики, приведенные в таблице 2.
В качестве средств измерений объемной доли воды применятся влагомеры нефти микроволновые МВН-1 (регистрационный № 63973-16), влагомеры нефти поточные
УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15), влагомеры поточные моделей L и F
(регистрационный № 56767-14), влагомеры нефти микроволновые МВН-2 (регистрационный № 78626-20).
Блок измерения и обработки информации реализуется на базе контроллеров измерительных: системы управления модульные B&R X20 (регистрационный № 57232-14), устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET 200SP (регистрационный № 60344-15), контроллеры измерительные К15 (регистрационный № 75449-19), контроллеры программируемые логические АБАК ПЛК (регистрационный №63211-16), контроллеры логические программируемые ПЛК 200 (регистрационный №84822-22), контроллеры программируемые логические REGUL RX00 (регистрационный №63776-16).
Жидкость прокачивается через установку измерительную с помощью насоса.
Насос может устанавливаться на раме установки или отдельной раме, так же предусмотрено использование внешнего насоса. Управление расходом жидкости осуществляется с помощью управляемой запорно-регулирующей арматуры: поворотного дискового затвора и/или шарового крана и/или электромагнитного клапана, а также с помощью изменения оборотов насоса (опционально).
Поток жидкости подается в сепаратор (газоотделитель), где удаляется свободный газ (при использовании сепаратора). Результаты измерений массы, объема, плотности, объемной доли воды передаются в блок измерений и обработки информации по цифровым протоколам HART, MODBUS или по импульсным и/или аналоговым интерфейсам. Результаты измерений температуры и давления передаются в блок измерений и обработки информации по аналоговому интерфейсу или по цифровому протоколу HART в зависимости от исполнения установки.
Блок измерений и обработки информации обеспечивает считывание и обработку информации, поступающей от средств измерений и вспомогательных датчиков, формирование архивов измерений, отображение результатов измерений, формирование управляющих сигналов, передачу результатов измерений и служебной информации в сеть автоматизации технологических процессов предприятия.
Для модификаций установок с индексом «СН» операции слива и налива проходят по единой измерительной линии. Поток сливаемой жидкости, с помощью управляемой запорной арматуры, направляется в начало измерительной линии установки для последующего измерения.
Установки имеют различные модификации, отличающиеся диапазонами расходов, пределами погрешностей средств измерений (входящих в состав установок), областью применения, измеряемой средой и климатическим исполнением.
Маркировка установок осуществляется следующим образом:
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
-ххх (-хххМ) |
-ххх |
-хх(-ххх) |
-хх |
-хх |
-ххх |
-хх (-xxx или xxxx) |
1 - Рабочий диапазон расхода жидкости:
|
050 - |
от 1 до 50 т/ч (м3/ч); |
|
100 - |
от 2 до 100 т/ч (м3/ч); |
|
150 - |
от 5 до 150 т/ч (м3/ч); |
|
200 - |
от 10 до 200 т/ч (м3/ч); |
|
250 - |
от 15 до 250 т/ч (м3/ч); |
|
300 - |
от 15 до 300 т/ч (м3/ч); |
|
350 - |
от 17 до 350 т/ч (м3/ч); |
|
500 - |
от 20 до 500 т/ч (м3/ч). |
Дополнительный индекс «М» в маркировке рабочего диапазона расхода жидкости обозначает расширенный диапазон объема налива с наименьшей наливаемой дозой 200 дм3. Данная маркировка доступна для модификаций с рабочими диапазонами «050» и «100».
2 - пределы относительной погрешности измерений массы и объема жидкости______________
|
Значение |
Погрешность измерений массы |
Погрешность измерений объема |
|
015 |
±0,15 % |
±0,15 % |
|
025 |
±0,25 % |
±0,25 % |
|
200 |
не нормируется |
±2 % |
3 - область применения установки
- АН - налив в автомобильные цистерны;
- ТБ - налив в топливные баки большегрузной техники;
- ЖН - налив в железнодорожные цистерны;
- СН - налив в автомобильные цистерны и слив с автомобильных цистерн (по единой измерительной линии).
- АС - слив из автомобильных цистерн;
- ТБС - слив из топливных баков большегрузной техники;
- ЖС - слив из железнодорожных цистерн.
4 - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры жидкости
- Т1 - ±0,5 °С;
- Т2 - ±1,0 °С.
5 - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности жидкости
- П1 - ±0,5 кг/м3;
- П2 - ±1,0 кг/м3;
- ПН - не нормируется.
6 - измеряемая среда
- СНП- светлые нефтепродукты;
- ТНП - темные нефтепродукты;
- НБН - нефть (скважинная жидкость), без измерений объемной доли воды;
- ННВ - нефть (скважинная жидкость), с измерением объемной доли воды с помощью влагомера;
- ННК - нефть (скважинная жидкость), с измерением объемной доли воды косвенным методом;
- ХАЖ - кислоты, спирты, солевые растворы, реагенты;
- ВПТ - вода питьевая или техническая.
7 - климатическое исполнение
- У1, У2, УХЛ1, УХЛ2, ХЛ1 или ХЛ2 (в соответствии с ГОСТ 15150-69).
Общий вид установок представлен на рисунке 1. Цвет, габаритные размеры и взаимное расположение элементов конструкции могут отличаться согласно конструкторской документацией.
Рисунок 1 - Общий вид установок измерительных ОЗНА-Агидель
Пломбировка установок осуществляется с помощью свинцовой (пластмассовой) пломбы и проволоки, которой пломбируется фланцевые соединения средств измерений массы, объема и плотности установки, с нанесением знака поверки на пломбу, а также давлением на специальную мастику, расположенную в чашечке винта крепления закрывающей пластины контроллера, с нанесением знака поверки на мастику. Средства измерений избыточного давления, температуры и объемной доли воды, входящие в состав установки, пломбируются в соответствии с описанием типа на конкретное средство измерений.
Места нанесения знаков поверки на фланцевые соединения средств измерений массы, объема и плотности, и чашечку винта крепления закрывающей пластины контроллера установок приведены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа и обозначение мест нанесения знаков на фланцевые соединения средств измерений массы, объема и плотности, и чашечку винта крепления закрывающей пластины контроллера установок
Заводской номер наносится на маркировочную табличку, закрепленную на раме установки, методом лазерной маркировки или аппликацией. Маркировочная табличка представлена на рисунке 3.
Рисунок 3 - Маркировочной табличка
Программное обеспечение
Программное обеспечение установок встроенное.
Функции программного обеспечения: обработка измерительной информации,
получаемой от средств измерений, входящих в состав установки, расчет температуры, плотности измеряемой среды (усредненных за время измерения) и объема партии измеряемой жидкости, приведенного к стандартным условиям (температура плюс 15 °С (или 20°С), избыточное давление 0 кПа), формирование отчетов измерений, управление процессом измерений, и передача результатов измерений через интерфейсы связи. Результаты измерений объема и плотности нефтепродуктов приводятся к температуре плюс 15 °С (или 20 °С) и избыточного давлению 0 кПа согласно Р 50.2.076-2010 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программы и таблицы приведения».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения, для установок модификации СНП, ТНП, НБН, ХАЖ, ВПТ |
AGIDEL.2L |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения, для установок модификации ННВ, ННК |
AGIDEL.2N |
|
Номер версии программного обеспечения |
не ниже V2.xxx.xxx |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения |
указан в паспорте |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
CRC-32 |
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Программное обеспечение исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя. Доступ к программному обеспечению защищен паролем.
Метрологические характеристики установки нормированы с учетом влияния программного обеспечения.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон расхода измеряемой среды, м3/ч (т/ч) 1) |
от 1 до 500 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы жидкости, для модификаций установок с индексом «015», % |
±0,15 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема жидкости, для модификаций установок с индексом «015», % |
±0,15 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы жидкости, для модификации установок с индексом «025», % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема жидкости, для модификации установок с индексом «025», % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема жидкости, для модификации установок с индексом «200», % |
±2 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе скважинной жидкости, для модификации установок с индексом «ННВ», при содержании воды, объемная доля которой, %2): - до 5 % включ. - св. 5 до 10 % включ. - св. 10 до 20 % включ. - св. 20 до 50 % включ. - св. 50 до 70 % включ. - св. 70 до 85 % включ. - св. 85 до 100 % |
±0,35 ±0,4 ±1,5 ±2,5 ±5 ±15 Согласно МИ3) |
|
1 |
2 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, для модификации установок с индексом «ННК», % |
Согласно МИ3) |
|
Диапазон измерений температуры рабочей среды, для модификации установок с индексом «Т1», °С 4) |
от -50 до +50 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, для модификации установок с индексом «Т1», °С |
±0,5 |
|
Диапазон измерений температуры рабочей среды, для модификации установок с индексом «Т2», °С 4) |
от -60 до +220 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, для модификации установок с индексом «Т2», °С |
±1 |
|
Диапазон измерений плотности, кг/м3 5) |
от 600 до 1200 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений средней плотности жидкости, для модификации установок с индексом «П1», кг/м3 |
±0,5 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений средней плотности жидкости, для модификации установок с индексом «П2», кг/м3 |
±1 |
|
Диапазон измерений избыточного давления жидкости, МПа |
от 0 до 1 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления жидкости, % 6) |
1 |
|
1) - значение рабочего диапазона расхода измеряемой среды указывается в паспорте установки; 2) - значение рабочего диапазона содержания объемной доли воды в составе нефти или скважинной жидкости указываются в паспорте установки; 3) - МИ - методика измерений; 4) - значение рабочего диапазона измеряемых температур указывается в паспорте установки; 5) - значение рабочего диапазона измеряемых плотностей указывается в паспорте установки; 6) - нормирующим значением величины приведенной погрешности является диапазон измерений (разность между наибольшим и наименьшим значениями диапазона измерений избыточного давления жидкости) | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Наименьшая наливаемая доза (модификаций установок с индексом «АН», «ТБ», «ЖН»), дм3 - для модификаций с приставкой «М» в маркировке рабочего диапазона расхода жидкости - для модификаций без приставки «М» в маркировке рабочего диапазона расхода жидкости |
200 2000 |
|
Наименьшая наливаемая/сливаемая доза, для модификаций установок с индексом «СН», дм3 |
2000 |
|
Наименьшая сливаемая доза (для модификаций установок с индексом «АС», «ТБС», «ЖС»), дм3 |
2000 |
|
Измеряемая среда - жидкость с параметрами: - давление измеряемой среды, МПа 1) - температура измеряемой среды, °С 1) |
от 0 до 1 от -60 до 2201) |
|
Диапазон температуры эксплуатации, для модификации установок с индексом «У1», «У2», °С |
от -45 до +40 |
|
Диапазон температуры эксплуатации, для модификации установок с индексом «УХЛ1», «УХЛ2», с использованием обогрева средств измерений и узлов установки, °С |
от -60 до +40 |
|
Диапазон температуры эксплуатации, для модификаций установок с индексом «ХЛ1», «ХЛ2», с использованием обогрева средств измерений и узлов установки, °С |
от -60 до +40 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение питания, В - частота, Гц |
380 ± 38; 220 ±22 50 ±1 |
|
Потребляемая мощность, кВ^А, не более |
20 |
|
Габаритные размеры средства измерений (без площадки обслуживания, устройства верхнего налива и вспомогательных конструкций), мм, не более - высота - ширина - длина |
2500 3000 3000 |
|
Масса, кг, не более |
5000 |
|
Средний срок службы, лет |
20 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
40000 |
|
1) - конкретное значение указано в паспорте установки | |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, закрепленную на раме установки методом лазерной маркировки или аппликацией, а также в верхней части по центру титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная |
ОЗНА-Агидель |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
— |
1 экз. |
|
Паспорт |
— |
1 экз. |
|
Методика измерений |
— |
1 экз.* |
|
* - только для установок с индексами «ННВ» и «ННК». | ||
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2 «Использование по назначению» руководства по эксплуатации, а также (для установок с индексом «ННВ» и «ННК») в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси, нефти и нефтепродуктов. Методика измерений с применением установок измерительных ОЗНА-Агидель» (Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013 /14309 - 19 от 14 ноября 2019 г., выданное ФГУП «ВНИИР»).
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 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»;
Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
ТУ 28.99.39-018-15301121-2018 Установки измерительные ОЗНА-Агидель. Технические условия.
Смотрите также
