Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт" Нет данных

Описание

Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 72423-18 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 1. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт", г.Нижний Новгород.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 1 год
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
72423-18
НаименованиеСистема измерительная Кстовской нефтебазы ООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт", г.Нижний Новгород
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 1
НазначениеСистема измерительная Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт» (далее – ИС) предназначена для измерений параметров технологического процесса (давления, температуры, нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее – НКПР), объемного расхода, массового расхода), формирования сигналов управления и регулирования.
ОписаниеПринцип действия ИС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи комплексов измерительно-вычислительных и управляющих на базе платформы Logix на базе контроллеров ControlLogix (серия 1756) (далее – ControlLogix) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее – регистрационный номер) 42664-09) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее – ИК) от первичных и промежуточных измерительных преобразователей (далее –ИП). ИС состоит из ИК, системы измерений массы и объема нефтепродуктов в резервуаре СИМОН-2 (регистрационный номер 34967-07) (предназначенной для измерения массы нефтепродуктов в резервуарах нефтебазы косвенным методом (резервная схема учета)), сервера и операторских станций управления. ИС осуществляет измерение параметров технологического процесса следующим образом: первичные ИП преобразуют текущие значения параметров технологического процесса в аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА и цифровые сигналы; аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА от первичных ИП поступают на входы преобразователей измерительных ввода-вывода ACT20X (далее – ACT20X) (регистрационный номер 60310-15); аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА от ACT20X поступают на входы модулей 1756-IF16 ControlLogix (далее – 1756-IF16); цифровые сигналы от первичных ИП поступают на цифровые входы модулей ControlLogix. Сигналы управления и регулирования (аналоговые сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА) генерируются модулями 1756-OF8 ControlLogix (далее – 1756-OF8). Цифровые коды, преобразованные посредством модулей ввода аналоговых сигналов в значения физических параметров технологического процесса, отображаются на мнемосхемах мониторов операторских станций управления в виде числовых значений, гистограмм, трендов, текстов, рисунков и цветовой окраски элементов мнемосхем, а также интегрируется в базу данных ИС. Состав средств измерений, входящих в состав первичных ИП ИК, указан в таблице 1. Таблица 1 – Средства измерений, входящие в состав первичных ИП ИК
Наименование ИКНаименование первичного ИП ИКРегистрационный номер
ИК давленияДатчик давления Метран-150 (модель 150TG код диапазона 3) (далее – Метран-150TG)32854-13
ИК температурыТермопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (модель TR62) (далее – TR62)49519-12
ИК НКПРГазоанализатор СГОЭС (исполнение СГОЭС пропан) (далее – СГОЭС)32808-09
ИК объемного расходаРасходомер массовый Promass (первичный преобразователь расхода Promass F с электронным преобразователем 83) (далее – Promass 83F), диаметр условного прохода 8 мм15201-11
ИК массового расходаPromass 83F, диаметр условного прохода 8 мм15201-11
ИС выполняет следующие функции: автоматизированное измерение, регистрация, обработка, контроль, хранение и индикация параметров технологического процесса; предупредительная и аварийная сигнализация при выходе параметров технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в работе оборудования; управление технологическим процессом в реальном масштабе времени; противоаварийная защита оборудования установки; отображение технологической и системной информации на операторской станции управления; накопление, регистрация и хранение поступающей информации; самодиагностика; автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов; защита системной информации от несанкционированного доступа программным средствам и изменения установленных параметров.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее – ПО) ИС обеспечивает реализацию функций ИС. Защита ПО ИС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа. Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 2. Таблица 2 – Идентификационные данные ПО ИС
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОCitectSCADAПетроникс-НБ
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 7.40не ниже 2.1.5.6283
Цифровой идентификатор ПО–9776795E78982EFF6C390E96E81E32A72697AAB3
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО–SHA-1
ПО ИС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Уровень защиты ПО ИС «средний» в соответствии с Р 50.2.077–2014.
Метрологические и технические характеристикиОсновные технические характеристики ИС представлены в таблице 3. Таблица 3 – Основные технические характеристики ИС
Наименование характеристикиЗначение
Параметры электрического питания:
напряжение переменного тока, В;
частота переменного тока, Гц50±1
Потребляемая мощность, кВ·А, не более20
Габаритные размеры отдельных шкафов, мм, не более:
ширина1000
высота2000
глубина1000
Масса отдельных шкафов, кг, не более400
Условия эксплуатации:
а) температура окружающей среды, °С:
в месте установки вторичной части ИКот +15 до +25
в местах установки первичных ИП ИКот -40 до +50
б) относительная влажность, %, не болееот 30 до 80, без конденсации влаги
в) атмосферное давление, кПаот 84,0 до 106,7 кПа
Примечание – ИП, эксплуатация которых в указанных диапазонах температуры окружающей среды и относительной влажности не допускается, эксплуатируются при температуре окружающей среды и относительной влажности, указанных в технической документации на данные ИП.
Метрологические характеристики ИК ИС приведены в таблице 4. Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК ИС
Метрологические характеристики ИКМетрологические характеристики измерительных компонентов ИК
Наимено-вание ИКДиапазоны измеренийПределы допускаемой основной погрешностиТип (выходной сигнал)Пределы допускаемой основной погрешностиТип барьера искро-защитыТипа модуля ввода/выводаПределы допускаемой основной погрешности
ИК давленияот 0 до 1,6 МПаγ: ±0,24 %Метран-150TG (от 4 до 20 мА)γ: ±0,075 %ACT20X1756-IF16γ: ±0,20 %
ИК темпе-ратурыот -50 до +60 °СΔ: ±0,43 °СTR62 (НСХ Pt100) с TMT82 (от 4 до 20 мА)TR62: Δ: ±(0,15+0,002·|t|), °С; TMT82: Δ: ±0,14 °С (АЦП) и γ: ±0,03 % (ЦАП)
ИК НКПРот 0 до 100 % НКПРΔ: ±5 % НКПР (в диапазоне от 0 до 50 % НКПР); δ: ±10 % (в диапазоне от 50 до 100 % НКПР)СГОЭС (от 4 до 20 мА)Δ: ±5 % НКПР (в диапазоне от 0 до 50 % НКПР); δ: ±10 % (в диапазоне от 50 до 100 % НКПР)–ControlLogix–
ИК объемного расходаот 0,03 до 2,00 м3/ч1)δ: ±0,10 % (±0,25 %2))Promass 83F (цифровой)δ: ±0,10 % (±0,25 %2))
ИК массового расхода4)от 30 до 2000 кг/ч1)δ: ±0,10 % (±0,25 %2))Promass 83F (цифровой)δ: ±0,10 % (±0,25 %2))
ИК воспроиз-ведения силы токаот 4 до 20 мАγ: ±0,10 %–––1756-OF8γ: ±0,10 %
Продолжение таблицы 4Указан максимальный диапазон измерений (диапазон измерений может быть настроен на меньший диапазон в соответствии с эксплуатационной документацией на ИП ИК). При поверке согласно МИ 3151–2008 или МИ 3272–2010. При калибровке с помощью компакт-прувера, трубопоршневой установки, эталонов-2-го разряда или при поверке с помощью процедуры SMV. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта с помощью CMF300 при отпуске в автоцистерны (минимальная доза отгрузки 2 м3) составляют ±0,25 %. Примечания 1 НСХ – номинальная статическая характеристика, АЦП – аналогово-цифровое преобразование, ЦАП – цифро-аналоговое преобразование. 2 Приняты следующие обозначения: Δ – абсолютная погрешность; δ – относительная погрешность; γ – приведенная погрешность (нормирующим значением для приведенной погрешности является разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений); t – измеренная температура, °С. 3 Для расчета погрешности ИК в условиях эксплуатации: приводят форму представления основных и дополнительных погрешностей измерительных компонентов ИК к единому виду (приведенная, относительная, абсолютная); для каждого измерительного компонента ИК рассчитывают пределы допускаемых значений погрешности в условиях эксплуатации путем учета основной и дополнительных погрешностей от влияющих факторов. Пределы допускаемых значений погрешности измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации рассчитывают по формуле , где – пределы допускаемой основной погрешности измерительного компонента; – погрешности измерительного компонента от i-го влияющего фактора в условиях эксплуатации при общем числе n учитываемых влияющих факторов. Для каждого ИК рассчитывают границы, в которых c вероятностью равной 0,95 должна находиться его погрешность в условиях эксплуатации, по формуле , где – пределы допускаемых значений погрешности j-го измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации.
КомплектностьКомплектность ИС представлена в таблице 5. Таблица 5 – Комплектность ИС Наименование Обозначение Количество Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт», заводской № 1 – 1 шт. Паспорт – 1 экз. Руководство по эксплуатации – 1 экз. Методика поверки МП 1605/1-311229-2018 1 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 1605/1-311229-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерительная Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт». Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 16 мая 2018 г. Основные средства поверки: средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав ИС; калибратор многофункциональный MC5-R-IS (регистрационный номер 22237-08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА; пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ((0,02 % показания + 1 мкА); диапазон измерений силы постоянного тока от минус 100 до 100 мА, пределы допускаемой основной погрешности измерений ((0,02 % показания + 1,5 мкА); установка поверочная средств измерений объема и массы УПМ-2000 (регистрационный номер 45711-10), номинальная вместимость при температуре плюс 20 °С – 2000 дм3, пределы относительной погрешности при измерении массы ±0,04 %. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик ИС с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИС.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерительной Кстовской нефтебазы ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт» ГОСТ Р 8.596–2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт» (ООО «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт») ИНН 5260100937 Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Грузинская, 26 Телефон: +7 (831) 278-99-00, факс: +7 (831) 278-99-14 Web-сайт: http://volganp.lukoil.ru E-mail: info@lukoil-volga.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП» Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, офис 7 Телефон: +7 (843) 214-20-98, факс: +7 (843) 227-40-10 Web-сайт: http://www.ooostp.ru E-mail: office@ooostp.ru Аттестат аккредитации ООО Центр Метрологии «СТП» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311229 от 30.07.2015 г.