Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов мобильная № 772
| Номер в ГРСИ РФ: | РБ 03 23 9591 23 |
|---|---|
| Раздел: | Информационно-измерительные и управляющие системы, комплексы [23] |
| Производитель / заявитель: | ООО «Домодедовский опытный машиностроительный завод» (ДОМЗ), г. Домодедово |
|
Описание типа РБ 03 23 9591 23 [2023-02-28]
rb-03-23-9591-23_2023-02-28.pdf
|
Скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов мобильная № 772 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефтепродуктов при проведении учетных операций .
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | РБ 03 23 9591 23 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов мобильная № 772 |
| Год регистрации | 2023 |
| Номер сертификата | 16113 |
| Дата регистрации | 2023-02-28 |
| Срок действия | - |
| Получатель сертификата | АО «Транснефть-Метрология», г. Москва, Российская Федерация |
Производитель / Заявитель
ООО «Домодедовский опытный машиностроительный завод»
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 12 месяцев |
| Методика поверки | Поверка по МРБ МП.МН 3485-2022 «СОЕИ РБ. Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов мобильная. Методика поверки» |
Поверители
Скачать
|
Описание типа РБ 03 23 9591 23 [2023-02-28]
rb-03-23-9591-23_2023-02-28.pdf
|
Скачать |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов мобильная № 772 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефтепродуктов при проведении учетных операций .
Область применения - химическая и нефтехимическая промышленность, энергетика.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы неф тспродуктов и передачи информации по проведенным измерениям в локальную сеть. Ноток нефтепродукта поступает во входной коллектор СИКН, где разделяется на два потока, идущих но параллельным измерительным линиям. Выходы измерительных линий объединяются в выходном коллекторе.
Массу нефтепродукта, протекающего через каждую из двух измерительных линий, определяют косвенным методом динамических измерений по результатам измерений:
объема нефтепродукта, измеряемого с помощью преобразователей расхода турбинных, датчиков давления и температуры;
плотности нефтепродукта, измеряемой с помощью преобразователя плотности и расхода, датчиков давления и температуры или с помощью измерений плотности нефтепродукта в объединенной пробе.
Выходные электрические сигналы преобразователей расхода турбинных, датчиков температуры и давления, преобразователя плотности и расхода поступают па соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного (далее ИВК). который преобразует их и вычисляет массу нефтепродукта но реализованному в нем алгоритму.
Масса нефтепродукта, прошедшего но измерительной линии за отчетный период времени, вычисляется как произведение объема и плотности нефтепродукта, приведенных к стандартным условиям.
Масса нефтепродукта, прошедшего через СИКН за отчетный период времени, вычисляется как сумма масс нефтепродукта, прошедших через каждую из двух параллельных измерительных линий.
В состав СИК11 входят:
блок технологический (блок измерительной линии, блок измерений показателей качества нефтепродуктов; установка поверочная трубопоршнсвая, межблочное оборудование);
система сбора, обработки информации и управления:
система распределения электроэнергии;
комплек т запасных час тей, инструмента и принадлежностей;
полуприцеп.
Средства измерений, входящие в состав СИКН указаны в таблице 1.
Таблица 1
|
Наименование |
Количество |
Заводской № |
|
ТПР НТМ04 |
2 |
110581/0150, Н0582/0151 |
|
Датчик давления Метран-150 TG |
5 |
6161193,6161194, 6161195,6161196, 6161197 |
|
Датчик температуры с преобразователем и сенсором Rosemount 644 |
5 |
6130443/5397489, 6130444/5397490, 6130445/5397491, 6130446/5397492, 6130447/5397493 |
|
Манометр показывающий МП 160 |
8 |
1913950175,2002050189. 2002050193,2002050206, 2002050209, 2002050211, 2002050402, 2003790032 |
|
Термометр электронный ЕхТ-01/1 |
5 |
820501,820502, 820503, 820504, 820505 |
|
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB |
1 |
316 |
|
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 |
1 |
7185 |
|
Радиосервср точного времени РТСВ-01-01 |
1 |
201004 |
|
Манометр электронный ЭКМ-1005 |
1 |
3152955 |
|
Преобразователь плотности и расхода CDM100P |
1 |
12175922 |
|
В таблице используются следующие условные обозначения: ТПР - преобразователь расхода турбинный | ||
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
автоматизированное измерение массового расхода и массы нефтепродукта косвенным методом динамических измерений;
автоматическое измерение объемного расхода нефтепродукта, его плотности, температуры, давления;
вычисление массы нефтепродукта;
вычисление объема нефтепродукта, прошедшего по СИКН за отчетный период;
приведение плотности к стандартным условиям и к условиям измерений в СИКН;
проведение поверки и контроль метрологических характеристик (далее - КМХ);
автоматический отбор объединенной пробы;
ручной отбор точечной пробы;
автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию:
защиту информации от несанкционированного доступа к программным средствам;
регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;
контроль герметичности запорной арматуры измерительных линий.
Ila автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора происходит формирование всех отчетных документов, управление и контроль за технологическим оборудованием, отображение и регистрация технологической информации, построение графиков, трендов, архивирование и хранение информации.
Вывод результатов проводится с помощью программного обеспечения верхнего уровня. В качестве оборудования для сбора и обработки сигналов с первичных средств измерений используется ИВК «ИМ11,-07». АРМ оператора позволяет производить все операции по управлению технологическим процессом, формированию и печати отчетных документов, графиков, трендов непосредственно с рабочего места оператора.
Фотографии общего вида средств измерений представлены в приложении 1.
Схема (рисунок) с указанием места для нанесения знака поверки средств измерений представлена в приложении 2.
Обязательные метрологические требования: представлены в таблице 2. Таблица 2
|
11аимепование |
Значение |
|
Диапазон измерений объемного расхода нефтепродуктов. м3/ч |
от 30,0 до 550.0 |
|
Диапазон измерений массового расхода нефтепродуктов, т/ч |
от 21,0 до 478,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы неф тепродуктов, % |
±0,25 |
|
Диапазон измерений ИВК частоты импульсного сигнала, Гц |
от 1 до 10000 |
|
Диапазон измерений ИВК силы сигнала постоянного тока. мА |
от 4 до 20 |
|
Диапазон формирования ИВК силы сигнала постоянного тока, мА |
от 4 до 20 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при измерении: периода импульсного сигнала. % количества импульсов, % количества импульсов за интервал времени, % |
±0,0015 ±0,005 ±0,005 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК при измерении силы сигнала пос тоянного тока, мА |
±0,009 |
|
11ределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК при формировании силы сигнала постоянного тока, мА |
±0.015 |
|
Пределы допускаемого смещения шкалы времени радиосервера относительно национальной шкалы координированного времени UTC(BY) но сигналу 1 Гц в режиме синхронизации от глобальной навигационной спутниковой системы: при длине кабеля антенны нс более 5 м, нс при длине кабеля не более 100 м, нс |
±100 ±500 |
|
Пределы допускаемого смещения шкалы времени радиоссрвера относительно национальной шкалы координированного времени UTC(BY) по сигналу 1 Гц в автономном режиме рабо ты в течение 24 ч, с |
±5 |
|
Пределы допускаемого смешения шкалы времени радиоссрвера относительно национальной шкалы координированного времени UTC(BY) по ntp-прогоколу интерфейса Ethernet в режиме синхронизации от глобальной навигационной спутниковой системы, мкс |
±500 |
|
Пределы относительной погрешности Т11Р, %______________________ |
±0,15 |
Основные технические характеристики и метрологические характеристики, не относящиеся к обязательным метрологическим требованиям: представлены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование |
Значение |
|
Расход нефтепродукта, mj/h: минимальный максимальный |
30 550 |
|
Давление нефтепродукта, МПа: поминальное* расчетное* |
6,0 6.3 |
|
Температура нефтепродукта, °C минимальная максимальная |
минус 15 плюс 45 |
|
Диапазон измерений плотности при 15 °C, kt/mj |
от 725 до 845 |
|
Суммарные потери давления на СИКП при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, нс более в рабочем режиме в режиме поверки и КМХ |
0,2 0,4 |
|
Номинальное напряжение питания от се ги переменного тока номинальной частотой 50 Гц, В |
380 ± 38 |
|
Диапазон температуры окружающего воздуха, °C |
от минус 40 до плюс 40 |
|
Измеряемая среда |
Дизельное топливо по ГОСТ 3251 1-13; Бензин неэтилированный по ГОСТ 32513-13; Топливо самолетное (ТС-1) по ГОСТ 10227-86 |
|
Режим работы СИКП |
11сриодичсский,автоматизированный |
|
* Согласно документации производителя | |
Комплектность
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов мобильная № 772 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации 0925.00.00.000 РЭ |
1 |
|
Паспорт 0925.10.00.000 ПС |
1 |
Место нанесения знака утверждения типа средств измерений: знак утверждения тина средств измерений наносится на титульный лист руководс тва но эксплуатации.
Поверка осуществляется но МРБ МИ.МН 3485-2022 «Система обеспечения единства измерений Республики Беларусь. Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов мобильная. Методика поверки»
Сведения о методах измерений
Технические нормативные правовые акты и технические документы, устанавливающие:
требования к тину средств измерений:
техническая докумен тация (руководство но эксплуатации, паспорт);
технический регламент Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» (ТРТС 010/2011);
методику поверки:
МРБ МН.МП 3485-2022 «Система обеспечения единства измерений Республики Беларусь. Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов мобильная. Методика поверки».
1 (еречепь средств поверки: представлен в таблице 5.
Таблица 5______________
Наименование и тин средств поверки______
Гермогигрометр UN1TESS Т11В1_______
Национальный эталон единиц: времени - секунды, частоты - герца и шкалы времени НЭ РБ 1-95 (НЭВЧ) _____ _ ____
Автоматизированная частотно-временная измерительная система ЛЧВИС-2017, входящая в состав НЭВЧ
Измеритель врсмя-частотных характеристик TimeSpy Illite, входящий в состав НЭВЧ К ал и б р агор многофункциональный Beamex МС 6
Датчик температуры Rosemount 644
Преобразователь плотности и расхода CDM100P
Да тчик давления Мстран-150TG
Установка поверочная грубопорпшевая двунаправленная OGSB
Примечание — Допускается применять другие средства поверки, обеспечивающие определс-нис метрологических характеристик £ требуемой точнос тью.
Идентификация программного обеспечения: представлена в таблице 6.
Таблица 6
|
Идентификационное наименование НО |
Номер версии 110 (идентификационный номер) | ||||||
|
ИВК ИМ11-07 |
«ФОРВАРД PRO» |
ИВК ИМЦ-07 |
«ФОРВАРД PRO» | ||||
|
ЕМС07. Metro logy.dll |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
РХ.7000.01. 08 |
4.0.0. 2 |
4.0. 0.4 |
4.0.0. 2 |
|
Цифровой идентификатор НО (контрольная сумма исполняемого кода |
6CFE8968 |
1D7C 7ВА0 |
Е08 815 12 |
96Е D4C 9В | |||
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 | ||||||
Заключение о соответствии утвержденного типа средств измерений требованиям технических нормативных правовых актов и/или технической документации производителя: система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов мобиль-пая № 772 соответствует требованиям технической документации (руководство но эксплуатации, паспорт), ТР ТС 010/2011.
Смотрите также
