Системы измерительные информационные Tankvision
| Номер в ГРСИ РФ: | РБ 03 23 2761 18 |
|---|---|
| Раздел: | Информационно-измерительные и управляющие системы, комплексы [23] |
| Производитель / заявитель: | "Endress+Hauser SE+Co.KG", Германия |
Системы измерительные информационные Tankvision (далее - системы) предназначены для измерения уровня, температуры, давления, уровня подтоварной воды и вычисления объема, плотности и массы нефти, нефтепродуктов и других жидкостей, в т. ч. хранящихся под давлением (сжиженных углеводородных газов (СУГ), широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженных газов), находящихся в резервуарах хранения при коммерческом учете и внутрихозяйственном учете.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | РБ 03 23 2761 18 |
| Наименование | Системы измерительные информационные Tankvision |
| Год регистрации | 2018 |
| Номер сертификата | 11777 |
| Дата регистрации | 2018-05-31 |
| Срок действия | 2023-05-31 |
| Получатель сертификата | фирма "Endress+Hauser SE+Co.KG", Германия (DE) |
Производитель / Заявитель
фирма "Endress+Hauser SE+Co.KG"
Адрес: Hauptstrasse 1, D-79689, Maulburg, Германия
Контакты: +49 7622 282023
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 12 мес. |
| Методика поверки | Поверка проводится по МРБ МП.1676-2014 (изменение №1). |
Поверители
Скачать
|
Описание типа РБ 03 23 2761 18 [2008-12-11]
rb-03-23-2761-18_2008-12-11.pdf
|
Скачать | ||
|
Описание типа РБ 03 23 2761 18 [2011-12-21]
rb-03-23-2761-18_2011-12-21.pdf
|
Скачать | ||
|
Описание типа РБ 03 23 2761 18 [2018-07-09]
rb-03-23-2761-18_2018-07-09.pdf
|
Скачать |
Описание типа
Назначение
Системы измерительные информационные Tankvision (далее - системы) предназначены для измерения уровня, температуры, давления, уровня подтоварной воды и вычисления объема, плотности и массы нефти, нефтепродуктов и других жидкостей, в т. ч. хранящихся под давлением (сжиженных углеводородных газов (СУГ), широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженных газов), находящихся в резервуарах хранения при коммерческом учете и внутрихозяйственном учете.
Основная область применения - резервуарные парки нефтебаз, нефтегазоперерабатывающих и химических производств, предприятия энергетики, системы учета, контроля и автоматического управления технологическими процессами и операциями приемки и отпуска нефтепродуктов в различных отраслях хозяйственной деятельности.
Описание
Системы состоят из первичных преобразователей уровня, давления и температуры, монтируемых на резервуаре и вторичных устройств коммуникации:
- сканеров резервуарного парка NXA820;
- концентраторов данных NXA821;
- передатчиков данных для систем управления верхнего уровня NXA822.
Принцип действия систем основан на получении от первичных преобразователей информации об измеренных значениях уровня продукта, уровня подтоварной воды, точечной температуры, гидростатического давления и давления паров продукта.
Измеренные значения, представленные в цифровом формате, поступают на вторичные устройства коммуникации NXA820/NXA821/NXA822 с последующей обработкой данных при помощи встроенного программного обеспечения Tankvision и данных для систем управления верхнего уровня и отображения на ПК. // |бГЬ \
Для документов,
Объем нефтепродуктов рассчитывается на основании измеренного значения уровня продукта по калибровочной таблице резервуара. Масса вычисляется исходя из вычисленного значения объема и вычисленного либо измеренного значения плотности. Объем и плотность продукта, приведенного к стандартной температуре вычисляется на основе измеренной температуры, свойств продукта и измеренной либо введенной плотности. Системы обеспечивают расчет компенсаций температурной деформации резервуара и поправки для плавающей крыши.
Калибровочные таблицы резервуаров, на которых установлены системы, должны быть выполнены согласно по ГОСТ 8.346-2000 «ГСОЕИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки» и ГОСТ 8.570-2000 «ГСОЕИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки».
Плотность нефтепродуктов измеряется уровнемером Proservo NMS 5/7 (РБ 03 01 2004) фирмы «Endress+Hauser Yamanashi», Япония, определяется в лаборатории по результатам физико-химического анализа нефтепродуктов или рассчитывается по результатам измерения гидростатического давления и уровня продукта в резервуаре.
В качестве первичных преобразователей уровня для измерения уровня используются следующие средства измерений:
- уровнемеры микроволновые Micropilot (РБ 03 07 0945) фирмы «Endress+Hauser SE+Co.KG», Германия. В системах, предназначенных для коммерческого учета, используются модификации с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерения не более ±1 мм;
- уровнемеры микроимпульсные Levelflex (РБ 03 01 2461) фирмы «Endress+Hauser SE+Co.KG», Германия. В системах, предназначенных для коммерческого учета, данные уровнемеры не используются;
- уровнемеры Proservo NMS 5/7 (РБ 03 01 2004) фирмы «Endress+Hauser Yamanashi», Япония.
В качестве первичных преобразователей уровня для измерения уровня подтоварной воды используются следующие средства измерений:
- уровнемеры Proservo NMS 5/7 фирмы (РБ 03 01 2004) «Endress+Hauser Yamanashi», Япония;
= преобразователи температуры многозонные Prothermo фирмы «Endress+Hauser Yamanashi», Япония, с встроенным зондом подтоварной воды.
В качестве первичных преобразователей давления для измерения гидростатического давления продуктов используются следующие средства измерений:
- преобразователи дифференциального давления измерительные Deltabar (РБ 03 04 0179) фирмы «Endress+Hauser SE+Co.KG», Германия;
- преобразователи давления измерительные Cerabar (РБ 03 04 180) фирмы «Endress+Hauser SE+Co.KG», Германия.
В качестве первичных преобразователей давления для измерения давления газовоздушной среды в незаполненной части резервуаров используются преобразователи давления измерительные Cerabar (РБ 03 04 180) фирмы «Endress+Hauser SE+Co.KG», Германия.
В качестве первичных преобразователей температуры используются следующие средства измерений:
- термопреобразователи сопротивления TPR100 (РБ 03 10 0274) фирмы «Endress+Hauser Wetzer GmbH+Co.KG», Германия;
- термопреобразователи сопротивления Omnigrad (РБ 03 10 5296) фирмы «Endress+Hauser Wetzer GmbH+Co.KG», Германия;
- преобразователи температуры многозонные Prothermo фирмы «Endress+Hauser Yamanashi», Япония, (состоящие из 2-16 термопреобразователей сопротивления Pt100).
Для безопасного электропитания первичных преобразователей уровня, давления и температуры могут использоваться вторичные полевые мониторы Tank Sid£_Monitor NRF590 или NRF81.
Схема пломбировки от несанкционированного доступа и обозначение мест Hsrf^ceWnfe знака поверки (клейма-наклейки) указаны в Приложении А. I
Внешний вид систем представлен на рисунке 1. v II
Рисунок 1 - Внешний вид систем измерительных информационных Tankvision
Основные технические и метрологические характеристики
Основные технические и метрологические характеристики систем представлены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики | |||
|
1 |
2 | |||
|
Тип используемого первичного преобразователя уровня |
Уровнемер Proservo NMS |
Уровнемер микроволновой Micropiiot |
Уровнемер микро-импульсный Leveifiex |
Преобразователь температуры многозонный Prothermo с зондом подтоварной воды |
|
1 Диапазон измерений уровня, мм |
от 0 до 28000 |
от 0 до 40000 |
от 0 до 35000 |
- |
|
2 Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении уровня при первичной поверке, мм |
±0,7* |
±1*; ±3 |
±2; ±3 | |
|
3 Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении уровня после установки на резервуаре, мм |
±4** |
±4** |
±12 | |
|
4 Диапазон измерений уровня подтоварной воды, мм |
от 0 до 28000 |
- |
- |
от 0 до 1000 опция: от 0 до 2000 |
|
5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении уровня подтоварной воды при первичной поверке, мм |
±2,7 |
±2 | ||
|
6 Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении уровня подтоварной воды после установки на резервуаре, мм |
±12 |
±12 -------- дХ \Для 7Г^ | ||
|
1 |
2 |
3 |
|
Тип используемого первичного преобразователя давления |
Преобразователь дифференциального давления измерительный Deltabar |
Преобразователь давления измерительный Cerabar |
|
7 Диапазон измерений гидростатического давления, МПа |
от 0 до 0,3 |
от 0 до 0,3 |
|
8 Пределы допускаемой приведенной погрешности при измерении давления, % |
±0,075 |
±0,15; опция: ±0,05 |
|
Тип используемого первичного преобразователя температуры |
Т ермопреобразовател ь сопротивления TPR100 |
Преобразователь температуры многозонный Prothermo |
|
9 Диапазон измерений температуры, °C |
от -200 до 600 |
от -40 до 100 |
|
10 Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении температуры, °C |
±(0,15 + 0,002 • |t|), где t - значение измеряемой температуры, °C | |
|
* - используются в системах, предназначенных для коммерческого учета; **-согласно СТБ 1624-2013; | ||
Таблица 2
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
1 |
2 |
|
1 Пределы допускаемой относительной погрешности устройства обработки информации, % |
±0,1 |
|
2 Диапазон измерений плотности, кг/м3 |
от 500 до 2000 |
|
3 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении плотности при использовании уровнемера Proservo, % |
±1 |
|
4 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении плотности с использованием комбинированного гидростатического метода, % |
±(|SP| + |5Н|), где SP - пределы относительной погрешности первичного преобразователя давления, %; 5Н - пределы относительной погрешности при измерении уровня, %, в соответствии с СТБ 1624-2013 |
|
5 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти и нефтепродуктов при коммерческом учете, % |
±0,65 при измерении массы продукта до 120 т; ±0,5 при измерении массы продукта более 120 т |
|
6 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы продукта (измерение плотности гидростатическим методом), % |
±1,1-7<5Р2 + Ж2 +(Кф-1)-<5Н2+<5Ы2, где 6К- пределы относительной погрешности составления градуировочной таблицы резервуара, %; 5N - пределы относительной погрешности устройства обработки информации, %; где КФ - коэффициент формы резервуара, опре/10^^и^ф>\ геометрией резервуара // / б/А \ ч |
|
J | |
|
1 |
2 ________ |
|
7 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы продукта (измерение плотности уровнемером Proservo NMS или использование значений лабораторного измерения плотности), % |
±1,1 • J<5K2 +(Кф -гн)2 +G2 ■ (<5р2 +Р-104 -ДТ2)+Р2 -104 -ДТ2 + <5N2 , где 6К - пределы относительной погрешности составления градуировочной таблицы резервуара, %; 5N - пределы относительной погрешности устройства обработки информации, %; где Кф - коэффициент формы резервуара, определяемый геометрией резервуара; 5р - относительная погрешность при измерении плотности продукта, %; Р - коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С; АТР-абсолютная погрешность при измерении температуры продукта Тр в случае измерения его плотности, °C; ATV-абсолютная погрешность при измерении температуры продукта Tv в случае измерения его объема, °C; G - коэффициент, вычисляемый по формуле с _ 1 + 2-Р'Ту 1 + 2-р-Т,, |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на эксплуатационную документацию типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит:
- Комплект средств измерения, предназначенных для установки на резервуар в соответствии с заказом
1 ком пл.;
1 компл.;
1 шт.;
1 экз.;
1 экз.
- Комплект монтажных принадлежностей в соответствии с заказом
- Компакт-диск с эксплуатационной документацией
- Протоколы выходного контроля
- Дополнительная документация для приборов с взрывозащитой
Технические документы
Техническая документация фирмы «Endress+Hauser SE+Co. KG», Германия;
СТБ 8030-2006 «Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»;
СТБ 1624-2013 «Уровнемеры автоматические для измерения уровня жидкости в стационарных резервуарах-хранилищах. Общие требования и методы испытаний»;
ГОСТ 12997-84 «Изделия ГСП. Общие технические условия»;
МРБ МП. 1676-2014 «Системы измерительные информационные Tankvision. Методика поверки».
Заключение
Системы измерительные информационные Tankvision соответствуют технической документации фирмы «Endress+Hauser SE+Co.KG», Германия, ГОСТ 12997-84 «Изделия ГСП. Общие технические условия», СТБ 8030-2013 «Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», СТБ 1624-2014 «Уровнемеры автоматические для измерения уровня жидкости в стационарных резервуарах-хранилищах. Общие требования и методы испытаний», требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 020/2011 «Электромагнитная совместимость технических средств» и требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 004/2011 «О безопасности низковольтного оборудования», выданная ООО »Эндресс+Хаузер», Россия, регистрационный номер ЕАЭС № RU Д-ПЕ.МОЮ.В.05286 от 12.02.2018
Межповерочный интервал - не более 12 месяцев.
Научно-исследовательский испытательный центр испытаний средств измерений и техники БелГИМ
г. Минск, Старовиленский тракт, 93, тел. 334-98-13
Аттестат аккредитации № BY/112 02.1.0.0025
Смотрите также
