МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

09 марта 2022 г.

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

В соответствии с Административным регламентом по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346 «Об утверждении Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений», приказываю:

• 1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Утвердить измененные описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.

• 3. ФГБУ «ВНИИМС» внести сведения об утвержденных типах средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.

• 4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

/-----------------------------------ч

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

Сертификат: 02A929B5000BAEF7814AB38FF70B046437 Кому выдан: Шалаев Антон Павлович

Действителен: с 27.12.2021 до 27.12.2022

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «9» марта 2022 г. № 578

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «9» марта 2022 г. № 578

Лист № 1 Регистрационный № 65212-16 Всего листов 18

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерительная РСУ и ПАЗ сероочистной установки ООО «ЛУКОЙЛ-КГПЗ»

Система измерительная РСУ и ПАЗ сероочистной установки ООО «ЛУКОЙЛ-КГПЗ» (далее - ИС) предназначена для непрерывного измерения и контроля параметров технологического процесса в реальном масштабе времени (температуры, давления, перепада давления, расхода, уровня, довзрывных концентраций горючих газов, концентрации, виброскорости, электрического сопротивления, напряжения, силы тока); приема и обработки входных сигналов; формирования сигналов управления и регулирования; осуществления централизованного контроля, дистанционного и автоматического управления техническими средствами эксплуатационно-технологического оборудования; выполнения функций сигнализации по установленным пределам и противоаварийной защиты; накопления, регистрации и хранения информации о состоянии технологических параметров.

Принцип действия ИС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы измерительно-управляющей ExperionPKS (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 17339-06) (далее - ExperionPKS) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от первичных и промежуточных измерительных преобразователей (далее - ИП).

ИС состоит из первичных ИП; промежуточных ИП (барьеры искрозащиты), преобразующих сигналы от первичных ИП в аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА и обеспечивающих искрозащиту входных информационных каналов; модулей ввода/вывода ExperionPKS; автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ) операторов-технологов; программного обеспечения.

ИС выполняет следующие функции:

• - автоматизированное измерение, регистрацию, обработку, контроль, хранение и индикацию параметров технологического процесса;

• - предупредительную и аварийную сигнализацию при выходе параметров технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в работе оборудования;

• - управление технологическим процессом в реальном масштабе времени;

• - противоаварийную защиту оборудования установки;

• - представление технологической и системной информации на дисплеи мониторов АРМ операторов-технологов;

• - накопление, регистрацию и хранение поступающей информации;

• - самодиагностику;

• - автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов;

• - вывод данных на печать;

• - защиту системной информации от несанкционированного доступа программным средствам и от изменения установленных параметров.

Конструктивно ИС выполнена в виде металлических приборных шкафов, кабельных линий связи, а также серверов и АРМ операторов-технологов.

Сбор информации о состоянии технологического процесса и управляющие воздействия осуществляются посредством аналоговых и дискретных сигналов, поступающих и воспроизводимых по соответствующим ИК. ИС также включает в себя резервные ИК.

ИС осуществляет измерение параметров технологического процесса следующим образом:

• - первичные ИП преобразуют текущие значения параметров технологического процесса в электрические сигналы (аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА, сигналы термопар по ГОСТ Р 8.585-2001, сигналы термопреобразователей сопротивления по ГОСТ 6651-2009);

• - электрические сигналы от первичных ИП поступают на соответствующие входы модулей аналого-цифрового преобразования ExperionPKS, в ряде каналов сигналы на модули аналого-цифрового преобразования поступают через промежуточные ИП и (или) барьеры искрозащиты;

• - цифровые коды, преобразованные посредством модулей аналого-цифрового преобразования ExperionPKS в значения физических параметров технологического процесса, а также данные с интерфейсных входов отображаются на мнемосхемах мониторов АРМ операторов-технологов в виде числовых значений, гистограмм, трендов, текстов, рисунков и цветовой окраски элементов мнемосхем, а также интегрируются в базу данных системы;

• - часть полученных цифровых кодов преобразуется модулями цифро-аналогового преобразования ExperionPKS в сигналы управления в виде аналоговых унифицированных электрических сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА.

Состав ИК ИС приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав ИК ИС

Заводской номер ИС наносится типографским способом на табличку, расположенную на шкафу вторичной части ИК ИС.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИС.

Пломбирование ИС не предусмотрено.

Программное обеспечение (далее - ПО) ИС обеспечивает реализацию функций ИС. ПО ИС имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из нескольких программных компонентов, обеспечивающих выполнение различных функций системы, часть компонентов ПО устанавливается опционально.

Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется автоматическим контролем целостности метрологически значимой части ПО; защитой записей об информации, хранимой в базе данных; автоматическим контролем доступа к хранимой информации, согласно роли оператора, используемых стратегий доступа и имеющихся у оператора прав; настройкой доступа для фиксации в журналах работы фактов (не)успешного доступа пользователей к хранимой информации.

Идентификационные данные ПО ИС представлены в таблице 2.

Уровень защиты ПО ИС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИС

Основные технические характеристики ИС представлены в таблице 3.

Метрологические характеристики вторичной части ИК ИС представлены в таблице 4.

Метрологические характеристики ИК ИС представлены в таблице 5.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИС

Таблица 4 - Метрологические характеристики вторичной части ИК ИС

Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК ИС

жение таблицы 5

Qmax - максимальное значение диапазона измерений массового расхода, кг/ч;

LNmin и LNmax - минимальное и максимальное значения расстояния до поверхности продукта, м;

LN - расстояние до поверхности продукта, м.

• 2 Шкала ИК давления и ИК перепада давления может быть установлена в ИС в других единицах измерений в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2009 года № 879 «Об утверждении Положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации».

• 3 Пределы допускаемой основной погрешности ИК рассчитывают по формулам:

- абсолютная Д , в единицах измерений измеряемой величины:

^ДИК ^— ±¹,¹’ ^Дпп ⁺ ^^увп ’

^уик ^—±¹,¹^Упп ^{+ у}вп   ^{или   у}ик —±^1,1’

жение таблицы 5

• 4 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 Д измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации вычисляют по формуле:

^ДСИ

пределы допускаемых значений основной погрешности измерительного компонента;

n - количество учитываемых влияющих факторов;

Д - пределы допускаемой дополнительной 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 с вероятностью равной 0,95 должна находится его погрешность Д

Дик =±1,1- Е(Дс_Ч)²,

V j=o

где k - количество измерительных компонентов ИК;

Д_СИ] - пределы допускаемых значений погрешности Д_си j-го измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации.

• 5 Границы основной относительной погрешности вибропреобразователя 8, %, при доверительной вероятности 0,95 рассчитывают по формуле:

  ⁸ВП

  ±1,1^80 + 8КД + ДП + (8а^ВП )² + Y² + Д Кг

  2

  _В,

где 8     - относительная погрешность эталонного средства измерений параметров вибрации, входящего в состав поверочной виброустановки, %;

8K   - относительная разность между действительным значением коэффициента преобразования и номинальным значением, указанным в паспорте

вибропреобразователя, %;

Д - погрешность, вызванная наличием поперечного движения вибростола поверочной виброустановки, %;

₈^ВП - нелинейность амплитудной характеристики вибропреобразователя, %;

Y - неравномерность амплитудно-частотной характеристики вибропреобразователя, %;

Д    - погрешность, вызванная наличием высших гармонических составляющих в законе движения вибростола поверочной виброустановки, %;

Д     - погрешность средства измерений электрического сигнала с выхода поверяемого вибропреобразователя (или согласующего усилителя), %.

Продолжение таблицы 5

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта ИС типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность ИС

приведены в разделе 1.5 «Методы измерений» руководства по эксплуатации.

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Коробковский газоперерабатывающий завод»

(ООО «ЛУКОЙЛ-КГПЗ»)

ИНН 3414504304

Адрес: 403805, Российская Федерация, Волгоградская область, Котовский район, г. Котово

Телефон: (8445) 54-71-82, факс: (8445) 54-74-60

Web-сайт: http://kgpz.lukoil.ru

E-mail: kgpz@lukoil.com

Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП» (ООО ЦМ «СТП»)

Адрес: 420107, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, офис 7

Телефон: (843) 214-20-98, факс: (843) 227-40-10

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

E-mail: office@ooostp.ru

Уникальный номер записи об аккредитации ООО ЦМ «СТП» в реестре аккредитованных лиц по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311229 от 30.07.2015 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «9» марта 2022 г. № 578

Регистрационный № 79058-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ППС «Второво»

Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ППС «Второво» (далее - система) предназначена для автоматизированного определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке косвенным методом статических измерений.

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода статических измерений массы нефтепродукта по ГОСТ 8.587-2019, реализованного с применением:

• - резервуаров вертикальных стальных цилиндрических;

• - средств измерений (СИ) уровня нефтепродукта;

• - СИ температуры нефтепродукта;

• - результатов измерений плотности нефтепродукта, в аккредитованной испытательной лаборатории.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.

В состав системы входят измерительные каналы (ИК), приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - ИК в составе системы

• - уровнемеры радарные Rosemount 5900S (регистрационный № 50131-12);

• - модуль полевых соединений FCU 2160;

• - модуль связи Rosemount 2410.

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 парку 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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в программнотехническом 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.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО программно-технического комплекса

«Резервуарный парк»

Основные метрологические и технические характеристики системы.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Лист № 4 Всего листов 4 Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

представлены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2021.40085.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ППС «Второ-во»

Приказ правительства РФ от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Акционерное общество «Транснефть - Верхняя Волга» (АО «Транснефть - Верхняя Волга»)

ИНН 5260900725.

Адрес: 603950, Нижегородская область, 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

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.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «9» марта 2022 г. № 578

Регистрационный № 79746-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке НС «Солнечногорская»

Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке НС «Солнечногорская» (далее - система) предназначена для автоматизированного определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке косвенным методом статических измерений.

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода статических измерений массы нефтепродукта по ГОСТ 8.587-2019, реализованного с применением:

• - резервуаров вертикальных стальных цилиндрических;

• - средств измерений (СИ) уровня нефтепродукта;

• - СИ температуры нефтепродукта;

• - результатов измерений плотности нефтепродукта, в аккредитованной испытательной лаборатории.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.

В состав системы входят измерительные каналы (ИК), приведенные в таблице 1.

Конструктивно система состоит из резервуаров вертикальных стальных (8 шт.) с размещенными на них средств измерений уровня и температуры нефтепродукта и программнотехнического комплекса «Резервуарный парк». СИ в совокупности с линиями связи и программно-техническим комплексом «Резервуарный парк» образуют 8 каналов измерений массы нефтепродуктов.

В состав системы входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:

• - резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-5000, заводские номера 1, 2, 3, 5, 6, 7 и 8;

• - термопреобразователи сопротивления многоточечные NLI (регистрационный № 58183-14);

• - измерители температуры многозонные Prothermo модели NMT539 (регистрационный № 44788-10).

• - уровнемеры микроволновые Micropilot M (регистрационный № 17672-08);

• - уровнемеры радарные Rosemount TankRadar REX (регистрационный № 19092-14).

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 парку 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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в программнотехническом 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.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО программно-технического комплекса

«Резервуарный парк»

Основные метрологические и технические характеристики системы.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

представлены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2021.40085.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке НС «Солнечногорская»

Приказ правительства РФ от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Акционерное общество «Транснефть - Верхняя Волга» (АО «Транснефть - Верхняя Волга»)

ИНН 5260900725.

Адрес: 603950, Нижегородская область, 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

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.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «9» марта 2022 г. № 578

Регистрационный № 80734-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС «Староликеево»

Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС «Староликеево» (далее - система) предназначена для автоматизированного определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке косвенным методом статических измерений.

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода статических измерений массы нефтепродукта по ГОСТ 8.587-2019, реализованного с применением:

• - резервуаров вертикальных стальных цилиндрических;

• - средств измерений (СИ) уровня нефтепродукта;

• - СИ температуры нефтепродукта;

• - результатов измерений плотности нефтепродукта, в аккредитованной испытательной лаборатории.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.

В состав системы входят измерительные каналы (ИК), приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - ИК в составе системы

Конструктивно система состоит из резервуаров вертикальных стальных (8 шт.) с размещенными на них средств измерений уровня и температуры нефтепродукта и программнотехнического комплекса «Резервуарный парк». СИ в совокупности с модулями связи, модемом полевой шины FBM 2180 и программно-техническим комплексом «Резервуарный парк» образуют 8 каналов измерений массы нефтепродуктов.

В состав системы входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:

• - резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-10000 (регистрационный № 77846-20);

• - термопреобразователи сопротивления многоточечные NLI (регистрационный № 58183-14);

• - измерители температуры многозонные Prothermo модели NMT539 (регистрационный № 44788-10);

• - уровнемеры радарные Rosemount TankRadar REX (регистрационный № 19092-14);

• - уровнемеры микроволновые Micropilot S (регистрационный № 17672-08);

• - модем полевой шины FBM 2180;

• - модуль связи DAU 2100;

• - модуль связи NRF590-64BOAA2B2N0;

• - модуль полевых соединений 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 парку 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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в программнотехническом 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.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО программно-технического комплекса

«Резервуарный парк»

Основные метрологические и технические характеристики системы.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

представлены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2021.40085.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ЛПДС «Ста-роликеево»

Приказ правительства РФ от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Акционерное общество «Транснефть - Верхняя Волга» (АО «Транснефть - Верхняя Волга»)

ИНН 5260900725.

Адрес: 603950, Нижегородская область, 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

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.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «9» марта 2022 г. № 578

Регистрационный № 80820-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ГПС «Шилово-3»

Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ГПС «Шилово-3» (далее - система) предназначена для автоматизированного определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке косвенным методом статических измерений.

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода статических измерений массы нефтепродукта по ГОСТ 8.587-2019, реализованного с применением:

• - резервуаров вертикальных стальных цилиндрических;

• - средств измерений (СИ) уровня нефтепродукта;

• - СИ температуры нефтепродукта;

• - результатов измерений плотности нефтепродукта, в аккредитованной испытательной лаборатории.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.

В состав системы входят измерительные каналы (ИК), приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - ИК в составе системы

- при измерении массы нефтепродукта от 200 т и более.

Конструктивно система состоит из резервуаров вертикальных стальных (4 шт.) с размещенными на них СИ уровня и температуры нефтепродукта и программно-технического комплекса «Резервуарный парк». СИ и технические средства в совокупности с линиями связи и модулем ввода - вывода и связи Rosemount и программно-техническим комплексом «Резервуарный парк» образуют 4 канала измерений массы нефтепродуктов.

В состав системы входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:

• - резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-10000 (регистрационный № 70353-18);

• - измерители температуры многоточечные Rosemount 2240 (регистрационный № 50671-12);

• - уровнемеры радарные Rosemount 5900S (регистрационный № 50131-12);

• - модуль ввода - вывода и связи Rosemount.

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 парку 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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в программнотехническом 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.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО программно-технического комплекса

«Резервуарный парк»

Основные метрологические и технические характеристики системы.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики системы

Таблица 4 - Основные технические характеристики системы

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

представлены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2021.40085.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ГПС «Шилово-3»

Приказ правительства РФ от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Акционерное общество «Транснефть - Верхняя Волга» (АО «Транснефть - Верхняя Волга»)

ИНН 5260900725.

Адрес: 603950, Нижегородская область, 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

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.