| Номер в госреестре | 77045-19 |
| Наименование СИ | Установки измерительные |
| Обозначение типа СИ | ОЗНА-Агидель |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»), г. Уфа |
| Год регистрации | 2019 |
| Срок свидетельства | 23.12.2029 |
| МПИ (интервал между поверками) | 2 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 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/нижнего налива.
В качестве средств измерений массы, объема и плотности жидкости применяются счетчики-расходомеры массовые следующих типов: счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 71393-18), 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).
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).
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 номер 63973-16), влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15), влагомеры поточные моделей L и F (регистрационный № 56767-14).
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).
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. 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.
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 | -ххх | -хх | -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).
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.
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).
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.
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.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон расхода измеряемой среды, м3/ч (т/ч) 1) | от 1 до 500 |
| Наименьшая наливаемая доза, дм3 | 200 |
| 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 3) Согласно МИ3) |
| 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 |
| 1 | 2 |
| 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 |
| Предел допускаемой абсолютной погрешности измерений давления жидкости, приведенная к верхнему диапазону измерений, % | 1 |
| 1) - значение рабочего диапазона расхода указывается в паспорте установки, массовый расход определяется с учетом плотности измеряемой среды; 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. | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда - жидкость с параметрами: - давление измеряемой среды, МПа - температура измеряемой среды, °С | от 0 до 1 от -60 до 2201) |
| Диапазон температуры эксплуатации, для модификации установок с индексом «У1», «У2», «УХЛ1», «УХЛ2», °С | от -40 до +50 |
| Диапазон температуры эксплуатации, для модификации установок с индексом «ХЛ1», «ХЛ2», с использованием обогрева средств измерений и узлов установки, °С | от -60 до +50 |
| 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 | |
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.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная | ОЗНА-Агидель | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Паспорт | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1041-1-2019 | 1 экз. |
| Методика измерений | - | 1 экз.* |
| * - только для установок с индексами «ННВ» и «ННК». | ||
осуществляется по документу МП 1041-1-2019 «ГСИ. Инструкция. Установки измерительные ОЗНА-Агидель. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- вторичный эталон согласно ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 256;
- рабочий эталон единицы массы 3-го разряда (весы) согласно ГПС, утвержденной приказом Росстандарта от 29.12.2018 №2818;
- рабочий эталон единицы объема жидкости 2 разряда согласно ГПС (часть 3), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 256;
- рабочий эталон единицы плотности 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.024-2002 в диапазоне значений от 600 до 1200 кг/м3.
- термометр цифровой малогабаритный ТЦМ 9410 с типом термопреобразователя ТЦЦ 01-180 (регистрационный номер 68355-17) с диапазоном измерений, соответствующим диапазону температур измеряемой среды;
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер 15500-12), диапазон измерений температуры, соответствующем температуре окружающей среды при проведении поверки, с пределами допускаемой абсолютной погрешности по каналу температуры ±0,2 °С, диапазон измерений влажности от 0 до 99 % с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности по каналу относительной влажности ±2 %, диапазон измерений давления от 84 до 106 кПа с пределами допускаемой абсолютной погрешности по каналу атмосферного давления ±0,5 кПа.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, а также на свинцовые (пластмассовые) пломбы и на специальную мастику, установленные в соответствии с рисунком 2.
приведены в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси, нефти и нефтепродуктов. Методика измерений с применением установок измерительных ОЗНА-Агидель. производства
ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»
(Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013 /14309 - 19 от 14.11.2019 г., выдано ФГУП «ВНИИР»).
Приказ Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
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
ГОСТ 8.024-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности
ГОСТ 8.558-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема средств измерений температуры
ТУ 28.99.39-018-15301121-2018 Установки измерительные ОЗНА-Агидель. Технические условия
| Зарегистрировано поверок | 305 |
| Поверителей | 26 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
