Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС "Староликеево"
| Номер в ГРСИ РФ: | 80734-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Верхняя Волга", г. Нижний Новгород |
Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС «Староликеево» (далее - система) предназначена для автоматизированного определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке косвенным методом статических измерений.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80734-20 |
| Наименование | Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС "Староликеево" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 05 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Транснефть - Верхняя Волга" (АО "Транснефть - Верхняя Волга"), г. Нижний Новгород
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 80734-20: Описание типа СИ | Скачать | 273.1 КБ | |
| 80734-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0407-19 МП | Скачать | 4.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС «Староликеево» (далее - система) предназначена для автоматизированного определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке косвенным методом статических измерений.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода статических измерений массы нефтепродукта по ГОСТ 8.587-2019, реализованного с применением:
- резервуаров вертикальных стальных цилиндрических;
- средств измерений (СИ) уровня нефтепродукта;
- СИ температуры нефтепродукта;
- результатов измерений плотности нефтепродукта, в аккредитованной испытательной лаборатории.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В состав системы входят измерительные каналы (ИК), приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - ИК в составе системы
|
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Первичные СИ |
Вторичная часть | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
ИК массы нефтепродуктов |
8 (ЛПДС «Староликеево») |
резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-10000, термопреобразователи сопротивления многоточечные NLI, измерители температуры многозонные Prothermo модели NMT539, уровнемеры радарные Rosemount TankRadar REX, уровнемеры микроволновые Micropilot S |
Программнотехнический комплекс «Резервуарный парк» |
от 10 до 10000т |
±0,65* ±0,50** |
* - при измерении массы нефтепродукта до 200 т,
** - при измерении массы нефтепродукта от 200 т и более.
Конструктивно система состоит из резервуаров вертикальных стальных (8 шт.) с размещенными на них средств измерений уровня и температуры нефтепродукта и программнотехнического комплекса «Резервуарный парк». СИ в совокупности с модулями связи, модемом полевой шины FBM 2180 и программно-техническим комплексом «Резервуарный парк» образуют 8 каналов измерений массы нефтепродуктов.
В состав системы входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:
- резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-10000 (регистрационный № 77846-20);
- термопреобразователи сопротивления многоточечные NLI (регистрационный № 58183-14);
- измерители температуры многозонные Prothermo модели NMT539 (регистрационный № 44788-10);
- уровнемеры радарные Rosemount TankRadar REX (регистрационный № 19092-14);
- уровнемеры микроволновые Micropilot S (регистрационный № 17672-08);
- модем полевой шины FBM 2180;
- модуль связи DAU 2100;
- модуль связи NRF590-64BOAA2B2N0;
- модуль полевых соединений FCU 2160.
Программно-технический комплекс «Резервуарный парк» проводит вычисление массы нефтепродукта с пределами допускаемой относительной погрешности вычислений не более ±0,01 %.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- определение массы нефтепродукта в резервуарах косвенным методом статических измерений;
- вычисление объемно-массовых показателей нефтепродукта по резервуарам, группам резервуаров и по резервуарному парку в целом;
- представление информации о текущем состоянии резервуаров;
- ведение архивных баз данных;
- защиту информации от несанкционированного доступа;
- диагностирование исправности технических средств и программного обеспечения;
- формирование отчетных документов, установленной и произвольной формы.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в программнотехническом комплексе «Резервуарный парк», обеспечивающее реализацию функций системы.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Идентификационные данные ПО системы приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО программно-технического комплекса
«Резервуарный парк»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Calculations.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
843415EA2D7B8001344480A49DE5A919 |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
MD5 |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений массы нефтепродукта, т |
от 10 до 10000 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, %: - до 200 т* - 200 т и более |
±0,65 ±0,50 |
|
* - уровень нефтепродукта в резервуаре должен быть не менее 150 мм. | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
топливо дизельное по ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2009) и ГОСТ 32511-2013 (ЕН 590:2009) |
|
Количество резервуаров, шт |
8 |
|
Плотность измеряемой среды, кг/м3 |
от 765,0 до 870,0 |
|
Температура измеряемой среды, 0С |
от -20 до +60 |
|
Температура окружающей среды, 0С |
от -40 до +50 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22 50±1 |
|
Срок службы, лет, не менее |
20 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
20 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС «Староликеево», зав. № 05 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации. Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС «Староликеево» |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0407- 19 МП с изменением №1 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
представлены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2021.40085.
Нормативные документы
Приказ правительства РФ от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений,
относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.
Смотрите также
