Приложение № 1
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «31» декабря 2020 г. № 2359
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов
в резервуарном парке ЛПДС «Рязань»
Назначение средства измерений
Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в
резервуарном парке ЛПДС «Рязань» (далее – система) предназначена для автоматизированного
определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке косвенным методом статических
измерений.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода статических
измерений массы нефтепродукта по ГОСТ Р 8.595-2004, реализованного с применением:
– резервуаров вертикальных стальных;
– средств измерений (СИ) уровня нефтепродукта;
– СИ температуры нефтепродукта;
– результатов измерений плотности нефтепродукта, в аккредитованной испытательной
лаборатории.
Системапредставляетсобойединичныйэкземпляризмерительнойсистемы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и
импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на
объектеэксплуатациивсоответствии спроектнойдокументациейна системуи
эксплуатационными документами на ее компоненты.
В состав системы входят измерительные каналы (ИК), приведенные в таблице 1.
Количество
ИК (место
ИК
Вторичная
Таблица 1 – ИК в составе системы
Состав ИКДиапазонПределы
Наименование измерений допускаемой
ИК
установки)
Первичные СИ
часть
погрешности
сопротивлениякомплекс
123456
резервуары
вертикальные стальные
цилиндрические РВС-
400, РВС-5000, РВС-
10000,РВСП-10000, Программно-
ИК массы9 (ЛПДС
преобразователитехнический
от 10 т до
±0,65%*
нефтепродуктов «Рязань»)
многоточечные NLI, «Резервуарный
10000 т
±0,50%**
уровнемеры радарныепарк»
серииRosemount
TankRadar REX (RTG
3920,RTG3930,
RTG 3950, RTG 3960)
* - при измерении массы нефтепродукта до 200 т,
Лист № 2
Всего листов 4
*
*
- при измерении массы нефтепродукта от 200 т и более.
Конструктивно система состоит из резервуаров вертикальных стальных (9 шт.) с
размещенными на них СИ уровня и температуры нефтепродукта и программно-технического
комплекса «Резервуарный парк». СИ в совокупности с линиями связи и модулем ввода –
вывода и связи FCU 2160 и программно-техническим комплексом «Резервуарный парк»
образуют 9 каналов измерений массы нефтепродуктов.
В состав системы входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном
информационномфондепообеспечениюединстваизмерений(далеепотексту-
регистрационный №)) и технические средства:
– резервуарывертикальныестальныецилиндрическиеРВС-400,РВСП-10000
(регистрационный № 74786-19);
– резервуарывертикальныестальныецилиндрическиеРВС-5000,РВС-10000
(регистрационный № 70642-18);
– резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-10000 (регистрационный
№ 74003-19);
– преобразователи сопротивления многоточечные NLI (регистрационный № 58183-14);
– уровнемеры радарные серии Rosemount TankRadar REX (RTG 3920, RTG 3930,
RTG 3950, RTG 3960) (регистрационный № 19092-09);
– модуль ввода - вывода и связи 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 trial 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.
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в программно-
техническом 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.
1.3.1.1
MD5
Таблица2–ИдентификационныеданныеПОпрограммно-техническогокомплекса
Значение
Calculations.dll
843415EA2D7B8001344480A49DE5A919
«Резервуарный парк»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления контрольной суммы
исполняемого кода
Лист № 3
Всего листов 4
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы.
Наименование характеристики
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики системы
Значение
характеристики
от 10 до 10000
±0,65
±0,50
Диапазон измерений массы нефтепродукта, т
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нефтепродукта, %:
– до 200 т*
– 200 т и более
_______________________
* - уровень нефтепродукта в резервуаре должен быть не менее 150 мм.
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Таблица 4 – Основные технические характеристики системы
Значение
характеристики
топливо дизельное по ГОСТ Р 52368-2005
(ЕН 590:2009) и ГОСТ 32511-2013
(ЕН 590:2009)
9
от 765,0 до 870,0
от -20 до +60
220±22
50±1
Количество резервуаров, шт
Характеристики измеряемой trial:
– диапазон плотности, кг/м
3
– диапазон температуры,
С
Параметры электрического питания
– напряжение переменного тока, В
– частота переменного тока, Гц
Условия эксплуатации:
– температура окружающей среды, °С
Средний срок службы, лет, не менее
Средняя наработка на отказ, час
от -40 до +50
20
20 000
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность средства измерений
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначениеКоличество
Системаконтроляуровняи температуры для
-1 шт.
-1 экз.
определения массы нефтепродуктов в резервуарном
парке ЛПДС «Рязань», зав. № 02
Инструкция по эксплуатации. Система контроля
уровня и температуры для определения массы
нефтепродуктовврезервуарномпарке
ЛПДС «Рязань»
Методика поверки
НА.ГНМЦ.0391-19 МП1 экз.
Лист № 4
Всего листов 4
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0391-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система контроля
уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС
«Рязань». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 10.12.2019 г.
Основные средства поверки:
– рулетка измерительная металлическая 2-го класса точности по ГОСТ 7502-98;
– электронный термометр с диапазоном измерений от минус 20 до плюс 60 °С и
абсолютной погрешностью измерений температуры ±0,2 °С;
– средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе контроля уровня и
температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке
ЛПДС «Рязань»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений,
относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, вы-
полняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических
требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
Изготовитель
Акционерное общество «Транснефть – Верхняя Волга» (АО «Транснефть – Верхняя
Волга»)
ИНН 5260900725.
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, переулок Гранитный, д. 4/1
Телефон: +7 (831) 438-22-00
Факс: +7 (831) 438-22-05
E-mail: referent@tvv.transneft.ru
Заявитель
Акционерное общество «Транснефть - Метрология» (АО «Транснефть - Метрология»)
ИНН 7723107453
Адрес: 123112, г. Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
Телефон (факс): +7 (495) 950-87-00
Web-сайт: www. metrology.transneft.ru
E-mail: cmo@cmo.transneft.ru
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Телефон: +7 (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68
Факс: +7 (843) 567-20-10
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.