Установки измерительные ТК

Назначение

Установки измерительные ТК (далее - ИУ) предназначены для измерений массы сырой нефти, массы нетто сырой нефти, массы и объема: нефтепродуктов, воды и других жидкостей (далее - жидкость).

Описание

Принцип работы ИУ основан на получении измерительной информации о количестве и параметрах жидкости (далее - измерительная информация), проходящей через измерительную линию установки, с помощью средств измерений (СИ) количества и параметров жидкости, обработки результатов преобразования, индикации и регистрации результатов измерений.

ИУ состоят из:

- СИ массы, объема, объемной доли воды и температуры;

устройств универсальных «Топаз- 106К1ЕхД», устройств отсчетных «Топаз- 106К1Е»;

- автоматизированных рабочих мест (АРМ).

СИ массы, объема, объемной доли воды и температуры, предназначены для измерения количества и параметров жидкости.

Типы СИ массы, объема, объемной доли воды и температуры, применяемых в составе ИУ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Типы СИ применяемых в составе ИУ

Устройства универсальные «Топаз- 106К1ЕхД», устройства отсчетные «Топаз- 106К1Е» и АРМ, предназначены для сбора, обработки, передачи, измерительной информации и управлении работой ИУ.

Автоматизированные рабочие места (АРМ), предназначенные для сбора, архивирования, хранения, визуализации измерительной информации и осуществления информационного обмена ИУ с внешними информационными системами.

Все СИ входящие в состав установок имеют взрывобезопасное исполнение.

Изготавливаются следующие модели ИУ:

- Установки измерительные ТК 1 - с размещением всех функциональных блоков на общем рамном основании, бескаркасные;

- Установки измерительные ТК 2 - с размещением всех функциональных блоков на рамном основании с применением несущего каркаса с устройством электрообогрева составных частей ИУ;

- Установки измерительные ТК 3 - с размещением всех функциональных блоков на усиленном каркасе для применения в комплектации модульного типа;

- Установки измерительные ТК 4 - с размещением всех функциональных блоков на самонесущей бескаркасной конструкции из листового металла.

Общий вид ИУ показан на рисунках 1-4.

Рисунок 1 - Общий вид установок измерительных ТК 1

Рисунок 2 - Общий вид установок измерительных ТК 2

Рисунок 3 - Общий вид установок измерительных ТК 3

Рисунок 4 - Общий вид установок измерительных ТК 4

Схемы пломбировки СИ, входящих в состав ИУ в соответствии с их эксплуатационной документацией или как для аналогичных СИ в соответствии с МИ 3002-2006, устройства универсальные          «Топаз-106К1ЕхД»,          устройства          отсчетные

«Топаз-106К1Е», пломбируются в соответствии с технической и эксплуатационной документацией на них, линии связи пломбируются в местах, где возможны несанкционированные настройки и вмешательства на результаты измерений. АРМ защищены логинами и паролями, а также журналами событий для регистрации входа и действий пользователей.

Программное обеспечение

ИУ имеет встроенное программное обеспечение (ПО), которое подразделяется на:

- метрологически значимую часть ПО, используемую для: обработки, передачи и представления измерительной информации, обеспечения безопасности и управления ИУ, к которому относится ПО «Топаз», устанавливается в памяти устройств универсальных «Топаз- 106К1ЕхД», устройств отсчетных «Топаз-106К1Е», в процессе эксплуатации данное ПО не может быть изменено, т.к. пользователь не имеет к нему доступа.

- метрологически не значимую часть ПО, используемую для: сбора измерительной информации, ее визуализации, накопления и хранения архива, формирования отчетных документов, осуществления информационного обмена ИУ с внешними информационными системами, к которому относится ПО «CitectSCADA», «ORACLE» и др., устанавливается в памяти АРМ.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «А» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Диапазон массового расхода жидкости, т/ч                                    от 18 до 2550

Диапазон вязкости измеряемой жидкости, мм2/с                               от 0,55 до 600

Нижний предел диапазона измерений ИУ при измерении массы (объема) жидкости, кг (л) 2000 Пределы допускаемой относительной погрешности ИУ при измерении количества жидкости, %:

- массы

±0,15; ±0,25

- объема                                                                    ± 0,15; ± 0,25

Пределы относительной погрешности ИУ при измерении массы сырой нефти, %, не более ± 0,25 Пределы допускаемой относительной погрешности ИУ при измерении массы нетто сырой нефти при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

от 0 до 5 % включительно                                   от ±0,3 до ±0,35 %

от 5 до 10 % включительно                                   от ± 0,3 до ± 0,40 %

от 10 до 20 % включительно                                   от ± 0,3 до ± 1,3 %

от 20 до 50 % включительно                                   от ± 1,0 до ± 2,0 %

от 50 до 70 % включительно                                   от ± 1,3 до ± 4,0 %

от 70 до 85 % включительно                                   от ± 2,0 до ± 6,0 %

от 85 до 90 % включительно                                    от ± 3,0 до ± 8,5%

от 90 до 91 % включительно                                  от ± 3,0 до ± 10,0 %

от 91 до 92 % включительно                                    от ± 4,0 до ± 11,0 %

от 92 до 93 % включительно                                  от ± 4,5 до ± 13,0 %

от 93 до 94 % включительно                                  от ± 6,0 до ± 18,0 %

Диапазон измерений температуры жидкости, °C                    от минус 40 до плюс 100

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИУ при измерении температуры

жидкости, °C                                                          от ± 0,20 до ± 0,45

Термопреобразователи сопротивления

с НСХ1'типа PtlOO, 100П и PtlOOO                 класс допуска АА, А по ГОСТ 6651-2009

Диапазон измерений плотности жидкости, кг/м3                                от 0 до 5000

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИУ при измерении плотности жидкости, кг/м3                                                                    ± 0,5; ± 1,0

Диапазон измерений объемной доли воды в жидкости, %                      от 0,01 до 100

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИУ при измерении объемной доли воды                                                        от ± 0,05 до ± 1,50 %

НСХ - номинальная статическая характеристика.

Диапазон температур измеряемых жидкостей, °C:

- сырой нефти

от 0 до плюс 100

от минус 40 до плюс 35

от минус 40 до плюс 40

от минус 6 до плюс 50

от минус 40 до плюс 50

от плюс 5 до плюс 50

от минус 40 до плюс 100

10

- нефтепродуктов:

а) бензинов

б) дизельных топлив и керосинов

в) масел

г) остальных видов нефтепродуктов

- воды

- других жидкостей

Максимальное рабочее избыточное давление жидкости, МПа

Напряжение электропитания от сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц, В 220

Диапазон температуры окружающей среды, °C            от минус 40 (минус 60) до плюс 50

Потребляемая мощность, В-A, не более

Габаритные размеры и масса             в соответствии с эксплуатационной документацией

Средний срок службы, лет, не менее

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, крепящуюся снаружи на функциональные блоки ИУ в виде наклейки, на титульном листе в левом верхнем углу руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.

Комплектность

Таблица 2 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МЦКЛ.0144.МП «Установки измерительные ТК.

Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 03.06.2014 г.

Основное поверочное оборудование - установка поверочная универсальная УПУ-АТ с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы не более ± 0,04 % и пределами допускаемой относительной погрешности измерений объема не более ± 0,05 %.

Сведения о методах измерений

изложены в документах:

- АПБЛ 2.950.100.00 РЭ «Установки измерительные ТК. Руководство по эксплуатации»;

- «Масса сырой нефти. Методика измерений массы сырой нефти установками измерительными ТК», свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00140/415-14 от 03.06.2014 г.

Нормативные документы

1 .ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСП. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

2 . ТУ 4213-008-17875317-2013 «Установки измерительные ТК. Технические условия».

Лист № 5

Всего листов 5

Рекомендации к применению

осуществление торговли.