Система измерений количества нефтепродуктов в резервуарном парке ООО «РН-Морской терминал Туапсе»
| Номер в ГРСИ РФ: | 97412-26 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "РН-Морской терминал Туапсе", г.Туапсе |
Система измерений количества нефтепродуктов в резервуарном парке
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 97412-26 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества нефтепродуктов в резервуарном парке ООО «РН-Морской терминал Туапсе» | ||||||
| Приказы |
№48 от
15.01.2026
— Об утверждении типов средств измерений
|
||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | f35bfcfd-1434-5d3b-eedd-6bd66d6e531b | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО «РН-Морской терминал Туапсе», РОССИЯ, 352800, Краснодарский край, р-н Туапсинский, г. Туапсе, ул. Индустриальная, 4
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
МП 208-045-2024 Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества нефтепродуктов в резервуарном парке ООО «РН-Морской терминал Туапсе» Мегодика поверки
(с 15.01.2026)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок |
Поверители
Скачать
|
97412-26: Описание типа
2026-97412-26.pdf
|
Скачать | 135.2 КБ | |
|
97412-26: Методика поверки
МП 208-045-2024
2026-mp97412-26.pdf
|
Скачать | 2.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества нефтепродуктов в резервуарном парке ООО «РН-Морской терминал Туапсе» предназначена для измерений уровня, температуры нефтепродуктов, давления нефтепродукта и давления паров над нефтепродуктом в резервуаре, вычислений плотности, объема и массы нефтепродуктов в резервуарах, а также регистрации результатов измерений и вычислений в архиве и их передачи в систему более высокого уровня.
Описание
Система измерений количества нефтепродуктов в резервуарном парке ООО «РН-Морской терминал Туапсе» (далее - система) представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Система при измерении массы нефтепродукта реализует косвенный метод статических измерений по ГОСТ 8.587-2019.
Принцип работы системы состоит в измерениях уровня нефтепродукта в резервуаре уровнемером, температуры нефтепродукта в резервуаре многоточечным преобразователем температуры, гидростатического давления нефтепродукта и давления паров над нефтепродуктом датчиками давления и вычислении объема, плотности и массы нефтепродукта в резервуаре. Объем нефтепродукта вычисляется по результатам измерений уровня и температуры нефтепродукта в резервуаре и введенном в систему значении уровня подтоварной воды в резервуаре. Масса нефтепродукта в резервуаре вычисляется по результатам вычислений объема нефтепродукта в резервуаре и плотности нефтепродукта в резервуаре. Плотность нефтепродукта в резервуаре вводится в систему, как условно постоянное значение или вычисляется в автоматическом режиме по результатам измерений уровня, гидростатического давления нефтепродукта и давления паров над нефтепродуктом.
Система структурно состоит из трех уровней: нижнего, среднего и верхнего.
Нижний уровень состоит из измерительных компонентов, включающих в себя средства измерений уровня, давления и температуры. Нижний уровень проводит измерения контролируемых параметров и передает результаты измерений на средний уровень по цифровым протоколам.
В качестве средств измерений на нижнем уровне применяются:
- для измерений уровня нефтепродукта уровнемеры радарные серий RTG 3930, RTG 3950 номер в ФИФОЕИ 19092-04, Rosemount 5900S номер в ФИФОЕИ 50131-12;
- для измерений средней температуры нефтепродукта преобразователи сопротивления многоточечные NLI, в составе которого одноточечные температурные датчики Pt100, измеритель температуры многоточечный 2240S номер в ФИФОЕИ 50671-12;
- для измерений гидростатического давления нефтепродукта преобразователи давления измерительные 3051S номер в ФИФОЕИ 24116-13;
- для измерений давления паров над нефтепродуктом преобразователи давления измерительные 3051S номер в ФИФОЕИ 66525-17 (установлены только на резервуарах без понтона).
Средний уровень состоит из связующих компонентов, осуществляющих сбор информации от средств измерений нижнего уровня. В качестве компонентов среднего уровня применяются модули связи-вычислители 2410, модули сбора данных DAU 2100 или непосредственно радарные уровнемеры. Измерительная информация передается на верхний уровень системы через концентратор данных и модемы полевой шины FBM 2180.
Верхний уровень представляет собой автоматизированное рабочее место оператора, состоящее из персонального компьютера с программным обеспечением TankMaster, расположенного в шкафу в серверной, и показывающего устройства. Верхний уровень системы обеспечивает обработку результатов измерений, хранение результатов измерений и вычислений, мониторинг работы системы.
Оператор взаимодействует с системой посредством программного обеспечения TankMaster (далее - ПО TankMaster), функционирующего на базе персонального компьютера, который связан с системами управления более высокого уровня по протоколам Modbus RTU и ОРС.
Система основана на базе следующих измерительных систем:
- система измерительно-управляющая для коммерческого учета и управления резервуарными парками TRL/2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 13938-04;
- система информационно-измерительная Raptor для коммерческого учета и управления резервуарными парками, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 52026-12.
Система обеспечивает измерение/вычисление массы нефтепродукта в резервуарах в двух режимах:
- вычисление массы нефтепродуктов в резервуаре на основании результатов измерения уровня, температуры и плотности нефтепродукта в автоматическом режиме с применением результатов измерений подтоварной воды, выполненных переносными неавтоматизированными средствами измерений и введенных в ПО TankMaster вручную;
- вычисление массы нефтепродуктов в резервуаре на основании результатов измерений одного или нескольких параметров (уровня, уровня подтоварной воды, температуры, плотности при стандартных условиях) средствами измерений, не входящими в состав системы, с ручным или автоматизированным вводом в ПО TankMaster измеренных значений.
Система обеспечивает выполнение следующих функций для каждого резервуара:
- измерение уровня нефтепродукта в резервуаре;
- измерение средней температуры нефтепродукта в резервуаре;
- измерение гидростатического давления нефтепродукта в резервуаре;
- измерение давления паров над нефтепродуктом в резервуаре (только для резервуаров без понтона);
- вычисление средней плотности нефтепродукта в резервуаре с применением преобразователей давления измерительных;
- вычисление плотности нефтепродукта при стандартных условиях при измерении средней плотности нефтепродукта в резервуаре:
- ввод в систему градуировочных таблиц резервуаров и других настроечных параметров;
- ввод в ПО TankMaster системы значений уровня, температуры, плотности нефтепродукта при стандартных условиях и уровня подтоварной воды, измеренных средствами измерений, не входящими в состав системы;
- вычисление объема нефтепродукта в резервуаре;
- вычисление объема нефтепродукта в резервуаре при стандартных условиях;
- вычисление массы нефтепродукта в резервуаре.
Система также обеспечивает:
- отображение результатов измерений и вычислений на показывающем устройстве;
- сохранение в архиве результатов измерений и вычислений;
- сохранение в архиве журнала событий;
- отображение на показывающем устройстве системы журнала событий.
Приведение плотности и объема нефтепродукта к стандартным условиям (температура 15 °С и избыточное давление 0 Па) проводится в соответствии с Р 50.2.076-2010.
Результаты измерений уровня, температуры, давления по цифровым протоколам поступают на автоматизированное рабочее место оператора, где проводится обработка результатов измерений ПО TankMaster.
Система установлена на 42 вертикальных стальных резервуарах.
Табличка c заводским номером устанавливается на лицевую панель шкафа с персональным компьютером системы. Общий вид таблички представлен на рисунке 1. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1. Внешний вид таблички c заводским номером.
Программное обеспечение
ПО TankMaster системы с метрологически значимой частью состоит из программного обеспечения верхнего уровня и программного обеспечения средств измерений, установленных на нижнем уровне.
Сведения о программном обеспечении средств измерений в составе системы приведены в их описании типа.
Программное обеспечение верхнего уровня состоит из ПО TankMaster и программного обеспечения TankServer.
ПО TankMaster предназначено для формирования управляющих команд, считывания измерительной информации от уровнемеров, датчиков температуры и датчиков давления, обработки результатов измерений, формирования архива с результатами измерений и вычислений, ввода параметров, необходимых для проведения измерений и градуировочных таблиц резервуаров.
ПО TankMaster, также используется для настройки базы данных TankServer в части инсталляции и конфигурации устройств системы, настройки системы для вычисления объема и массы нефтепродукта в резервуарах, а также для настройки связи с системами верхнего уровня.
Программное обеспечение TankServer обеспечивает передачу данных системы в системы управления и системы «верхнего уровня».
Программное обеспечение верхнего уровня разделено на метрологически значимую часть ПО и метрологически незначимую часть ПО. Защита от несанкционированного доступа к настройкам обеспечивается системой паролей.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения верхнего уровня
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
WIN OPI |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.B4 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5): - TankServer.exe - StmVolume.dll - StrRes.dll |
9186D86D2712DCFB6884B2267359753D 875982DD8F0ACE5C2DBDB1707E69C5C2 713BE212FEDE8A5CBCCC57FEFF804C49 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по п. 4.5 Р 50.2.077-2014. Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимого ПО и измеренных (вычисленных) данных.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
светлые и темные нефтепродукты |
|
Нижний предел измерений уровня нефтепродукта, м |
0,8 |
|
Верхний предел измерений уровня нефтепродукта, м |
от 15 до 17 |
|
Диапазон измерений температуры нефтепродукта, °С |
от -40 до +100 |
|
Диапазон измерений плотности нефтепродукта, кг/м3 |
от 600 до 1100 |
|
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений уровня нефтепродукта 1), мм |
±3 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении температуры нефтепродукта, °С |
±0,5 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении плотности нефтепродукта 2), кг/м3 |
±2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефтепродукта в резервуаре 3), %, при массе нефтепродукта: - до 200 т - от 200 т и более |
±0,65 ±0,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления массы нефтепродуктов, % |
±0,02 |
|
Примечания: 1) - без учета влияния резервуара; 2) - в диапазоне температур окружающей среды от +6 до +40 °С и минимальном уровне нефтепродукта в резервуаре при измерении плотности нефтепродукта определяемом в соответствии с методикой измерений; 3) - значение погрешности с учетом погрешности градуировочной таблицы резервуара при соблюдении требований методики измерений. | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Напряжения питания постоянного тока для уровнемеров, датчиков температуры и давления, В: - переменный ток с частотой 50±1 Гц - постоянный ток |
от 48 до 240 от 9 до 48 |
|
Параметры электрического питания персонального компьютера с программным обеспечением TankMaster: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22 50±1 |
|
Выходные сигналы |
Foundation Fieldbus, TRL/2, Modbus, 4-20 м A+Hart |
|
Температура окружающей среды, °С: - средства измерений, установленные на резервуарах - персональный компьютер с программным обеспечением TankMaster |
от -10 до +50 от +15 до +25 |
Знак утверждения типа
наносится на лицевую панель шкафа с персональным компьютером системы и титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества нефтепродуктов в резервуарном парке ООО «РН-Морской терминал Туапсе», зав. № 4616/4616R |
1 | |
|
Паспорт |
1 | |
|
Документация на составные части системы |
1 комплект |
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5.3 паспорта системы.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 30.12.2019 № 3459 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений уровня жидкости и сыпучих материалов»;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 8.587-2019 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений;
Техническая документация на составные части системы.
Смотрите также
