Система включает в себя первичные преобразователи (далее - датчики), монтируемые на резервуарах с нефтью, полевые преобразователи и систему обработки информации на основе контроллера измерительного АТ-8000. Резервуары вертикальные стальные (РВС) номинальной вместимостью от 1000 до 50000 м³, имеющие градуировочные таблицы с относительной погрешностью определения вместимости по ГОСТ 8.570-2000 при геометрическом методе до ± 0,2 %; применяются резервуары с высотой не более 20 м.

В составе Системы могут применяться следующие средства измерений (СИ):

• • уровня:

• - уровнемер радарный Rosemount 5900S (далее - уровнемер 5900S) фирмы Rosemount Tank Radar AB, Швеция; регистрационный № 50131-12 в Госреест-ре СИ РФ (далее - ГР СИ РФ);

• - уровнемер радарный серии 5600 (далее - уровнемер 5600) фирмы Rosemount Tank Radar AB, Швеция; регистрационный № 25548-08 в ГР СИ РФ;

• - уровнемер волноводный радарный серии 5300, модель 5302 (далее - уровнемер 5302) фирмы Rosemount Tank Radar AB, Швеция; регистрационный № 38679-08 в ГР СИ РФ;

• • температуры - термопреобразователь сопротивления многозонный серии MWX (регистрационный № 46862-11 в ГР СИ РФ) класс допуска 1/3 В (АА) с измерительным преобразователем Rosemount 3144P, регистрационный № 14683-09 в ГР СИ РФ;

• • гидростатического давления - преобразователь давления измерительный 3051S модели 3051SL (преобразователь разности давлений) фирмы “Emerson Process Manage-ment/Rosemount Inc.”, США, регистрационный № 24116-08 в ГР СИ РФ.

В зависимости от количества резервуаров и потребностей Заказчика в состав Системы входят различные СИ, из указанных выше. Схема размещения СИ приведена на рисунке 1.

Вместо указанных типов СИ допускается комплектовать Систему другими СИ аналогичного назначения с метрологическими характеристиками не хуже, чем у указанных.

Информация от СИ на резервуарах передаётся в отдельный, для каждого резервуара, полевой преобразователь. В качестве полевых преобразователей применяются модули контроллера измерительного АТ-8000 (далее - контроллер АТ-8000), регистрационный № 42676-09 в ГР СИ РФ. Полевые преобразователи также могут обеспечивать электропитание подключенных к ним СИ и индикацию результатов измерений на встроенном дисплее (при его наличии).

От полевых преобразователей результаты измерений передаются по цифровому протоколу связи в модуль учёта нефти контроллера АТ-8000, осуществляющий обработку результатов измерений и вычислений массы нефти.

Передача данных от СИ Системы осуществляется по цифровым протоколам связи с использованием проводных и беспроводных вариантов реализации протоколов.

Взаимодействие пользователей с Системой и передача необходимой информации на устройства верхнего уровня осуществляются с рабочей станции оператора, входящей в состав Системы.

Система осуществляет в автоматическом режиме измерения: уровня (уровень нефти и уровень границы раздела нефть-подтоварная вода), температуры, гидростатического давления столба нефти в резервуаре, а также вычисления объёма, средней плотности нефти и её массы брутто и нетто. Значения массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти определяются в аналитической лаборатории по результатам анализа пробы нефти, отобранной в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85. Вычисление объёма и средней плотности продукта проводится в условиях измерений, а также по значениям, приведенным к стандартным условиям при температуре плюс 15 °С или плюс 20 °С.

Расположение СИ Системы на РВС показано на рисунке 1.

Рисунок 1 - Расположение СИ Системы на РВС

Для автоматических измерений плотности нефти в РВС не допускается наличия подтоварной воды выше уровня оси чувствительного элемента нижней мембраны датчика гидростатического давления.

При отсутствии, либо отказе, одного (или более одного) каналов автоматических измерений указанных выше физических величин, их измерения производятся по методикам, приведенным в инструкции МЦКЛ.0110М-2012¹, значения вводятся в Систему с помощью клавиатуры рабочей станции оператора и/или автоматизированным способом по цифровым протоколам передачи данных, при этом средняя плотность нефти измеряется в аналитической лаборатории на пробе, отобранной в соответствии с порядком, приведенным в инструкции МЦКЛ.0110М-2012.

Измерения массы нефти нетто и массы нефти брутто в резервуаре осуществляются в соответствии с алгоритмами, приведенным в инструкции МЦКЛ.0110М-2012.

Для уменьшения значений дополнительных погрешностей от изменения температуры при измерениях уровня, температуры и гидростатического давления, соответствующие преобразователи измеряемых величин, расположенные вне резервуаров, помещаются в термочехлы.

Пломбировка всех СИ в составе Системы для защиты от несанкционированного доступа производится соответствии с МИ 3002-2006.

Таблица 2

⁴ Верхнее значение диапазона измерений гидростатического давления настраивается на величину, соответствующую максимальному уровню налива нефти в резервуаре.

- расстояние до 10 м до границы раздела жидких сред, мм

- расстояние равно и более 10 м до границы раздела жидких сред , % Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности от изменения температуры окружающей среды при измерении расстояния до границы раздела жидких сред уровнемера 5302, мм/°С Диапазон измерений температуры рабочей среды в резервуарах, °С Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C

Диапазон измерений гидростатического давления, МПа Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений гидростатического давления, %

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м³

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений средней плотности нефти гидростатическим методом, % Количество резервуаров в составе Системы, шт

Рабочие условия эксплуатации СИ Системы:

• - температура окружающей среды, °С

• - атмосферное давление, кПа

• - относительная влажность окружающей среды, % Параметры электропитания от сети переменного тока:

• - напряжение, В

• - частота, Гц

Потребляемая мощность, В •А, не более

Режим работы системы

Протоколы передачи данных

Средний срок службы, лет, не менее