| Номер в госреестре | 67697-17 |
| Наименование СИ | Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений |
| Изготовитель | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 2 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений (далее - СИКН РП) предназначена для измерений уровня, температуры, давления нефти в резервуарном парке Береговых сооружений и вычисления массы брутто и массы нетто нефти при учетных операциях отдачи нефти в «Каспийский трубный консорциум».
Принцип действия СИКН РП основан на измерении, преобразовании и обработке входных сигналов, поступающих от преобразователей уровня, температуры и давления. СИКН РП реализует косвенный метод статических измерений.
СИКП РП состоит из системы учета и контроля резервуарных запасов Entis (регистрационный номер 48875-12), резервуаров (резервуары стальные вертикальные цилиндрических РВС-20000, №1, №2, №3 и №4, вместимостью 20000 м3), автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора).
Система учета и контроля резервуарных запасов Entis включает в свой состав уровнемеры радарные SmartRadar (регистрационный номер 48856-12), преобразователи температуры VITO модели 762 с датчиками температуры модели 768 (регистрационный номер 48391-11), датчики давления SmartLine ST800 (регистрационный номер 56421-14), а так же устройства (модули) серии 880 CIU Prime и CIU Plus.
СИКН РП представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН РП осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН РП и эксплуатационными документами ее компонентов.
Состав и технологическая схема СИКН РП обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение температуры и уровня нефти в резервуаре;
- измерение гидростатического давления столба нефти;
- вычисление плотности нефти, массы брутто и массы нетто нефти при выполнении учетных операции отдачи нефти;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- автоматический контроль значений измеряемых параметров и сигнализация аварийных ситуаций;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров, а также формирование, хранение и выдачу отчетов об измеренных и вычисленных параметрах;
- создание и ведение журналов аварийных и оперативных событий.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН РП обеспечивает реализацию функций СИКН РП. Защита ПО СИКН РП от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации: отображения на информационном дисплее СИКН РП структуры идентификационных данных, содержащей наименование и номер версии.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН РП
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Entis Pro |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v2.400RU |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | - |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массы брутто нефти, т | от 1256,1 до 14773,1 |
| Диапазон измерений массы нетто нефти, т | от 1241,6 до 14773,1 |
| Диапазон измерений уровня нефти, мм | от 0 до 20000 |
| Диапазон измерений температуры нефти, °С | от 5 до 50 |
| Диапазон измерений давления гидростатического давления нефти, кПа (мБар) | от 0 до 150 (от 0 до 1500) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН РП при измерении массы брутто нефти, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН РП при измерении массы нетто нефти, % | ±0,6 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала уровня нефти, мм | ±1 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала температуры нефти, °С | ±1 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерительного канала гидростатического давления, % | ±0,05 |
| * - настроенный диапазон измерений уровня нефти уровнемеров радарных SmartRadar должен находится внутри диапазона измерений уровня нефти. | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В: - частота переменного тока, Гц | 220+33 50 |
| Потребляемая мощность, В • А, не более | 2000 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в месте установки СИ, °С - температура окружающей среды в месте установки АРМ оператора, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -20 до +30 от +15 до +25 90, без конденсации от 96,0 до 103,7 |
| Средний срок службы, лет | 20 |
наносится на маркировочную табличку СИКН РП методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность СИКН РП представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СИКН РП
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений, заводской № 4545-632014 | - | 1 шт. |
| Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений. Руководство по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений. Паспорт | - | 1 экз. |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений. Методика поверки | МП 0505/1-311229-2017 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0505/1-311229-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерительная количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений. Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 5 мая 2017 г.
Основные средства поверки:
- калибратор давления портативный Метран-517 (регистрационный номер 39151-12) с модулями давления эталонными Метран-518 (регистрационный номер 39152-12), код модуля 160К, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 160 кПа; пределы допускаемой основной приведенной погрешности ±0,02 %; пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха на каждые 10 °С от температуры (20±2) °С ±0,01 %;
- плотномер портативный DM-230.2A с датчиком температуры (регистрационный номер 51123-12), диапазон измерений температуры от минус 40 до 85°С, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры ±0,2 °С;
- рулетка измерительная металлическая с грузом РНГ модификации Р30Н2Г (регистрационный номер 43611-10), диапазон измерений от 0 до 30000 мм, класс точности 2.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКН РП с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН РП.
Методика измерений приведена в инструкции «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерительной количества и параметров нефти в резервуарном парке Береговых сооружений», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0505/1-52-31149-2017.
ГОСТ 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Техническая документация ЗАО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ»
