Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса "Юрий Корчагин"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 813 п. 30 от 12.07.2013
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  ОАЭ 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений и контроля массового расхода, массы, давления, температуры, плотности и влагосодержания нефти, выработки сигналов управления и регулирования, выполнения функций сигнализации, а также накопления, регистрации и хранения информации об измеряемых технологических параметрах.

Описание

Принцип действия системы состоит в получении измерительной информации с помощью измерительных преобразований, обработки результатов измерений, индикации, регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

Система установлена на плавучем нефтехранилище «Ю. Корчагин» морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин» (далее - МПК), территориально расположенного в Российском секторе северной части Каспийского моря, общий вид представлен на рисунке 1.

Система применяется при проведении измерений и учета нефти, по качеству соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, поступающей на МПК по подводному нефтепроводу с морской ледостойкой стационарной платформы нефтяного месторождения им. Ю. Корчагина и отгружаемой с МПК в танкеры челноки для транспортировки.

При измерении массы нефти реализован прямой метод динамических измерений с использованием счётчиков-расходомеров массовых.

Система конструктивно состоит из следующих модулей:

- технологический модуль поступающей нефти;

- технологический модуль отгружаемой нефти;

- блок обработки информации и управления.

Каждый технологический модуль представляет собой закрытый блок-бокс помещение с размещенными внутри технологическими блоками, оснащенными первичными измерительными преобразователями измерительных каналов, а также вспомогательным технологическим и электрическим оборудованием - фильтрами, насосами, регулирующими клапанами и электроприводными задвижками и т.д. Технологические модули оборудованы системой обогрева, вентиляции и кондиционирования, системой освещения, детекторами обнаружения пожара и загазованности, устройствами пожаротушения. Детекторы обнаружения пожара и загазованности, а также устройства пожаротушения интегрированы в соответствующие судовые системы плавучего нефтехранилища перегрузочного комплекса.

Блок обработки информации и управления (далее - БОИ) состоит из четырех стандартных шкафов фирмы «Rittal» со смонтированными в них контроллерами измерительными FloBoss S600 (4 шт., регистрационный № 38623-08 в Федеральном информационном фонде по обеспечение единства измерений (далее - рег. № в ФИФ ОЕИ)) и комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07 (1 шт., рег. № 75139-19 в ФИФ ОЕИ), искробезопасными барьерами, коммуникационным оборудованием, компьютерами диспетчерского управления и другим оборудованием. Также блок обработки информации и управления включает устройства печати, удаленное автоматизированное рабочее место оператора и источник бесперебойного питания с батареями.

Технологические модули поступающей и отгружаемой нефти соединены с БОИ кабельными линиями связи.

В составе системы имеются следующие измерительные каналы, применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:

- измерительный канал массового расхода и массы отгружаемой нефти - 3 шт.;

- измерительный канал температуры отгружаемой нефти - 3 шт.;

- измерительный канал избыточного давления отгружаемой нефти - 3 шт.;

- измерительный канал плотности в блоке измерений параметров качества (далее -БИК) отгружаемой нефти - 1 шт.;

- измерительный канал влагосодержания отгружаемой нефти - 1 шт.;

- измерительный канал избыточного давления в БИК отгружаемой нефти - 1 шт.;

- измерительный канал температуры в БИК отгружаемой нефти - 1 шт.;

- измерительный канал плотности нефти в поверочной установке - 1 шт.;

- измерительный канал температуры в поверочной установке - 3 шт.;

- измерительный канал избыточного давления в поверочной установке - 2 шт.;

- измерительный канал массового расхода и массы поступающей нефти - 2 шт.;

- измерительный канал избыточного давления поступающей нефти - 2 шт.;

- измерительный канал температуры поступающей нефти - 2 шт.

Состав измерительных каналов, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, приведен в таблице 1.

Остальные измерительные каналы в составе системы являются вспомогательными и находятся вне сфер государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Также в состав СИКН входит поверочная установка, предусмотренная для поверки (определения) в автоматизированном режиме метрологических характеристик измерительных каналов массового расхода и массы, выполнена на основе установки трубопоршневой SYNCROTRAK S-35 (далее - ТПУ) (номер в Госреестре СИ РФ 28232-04).

Таблица 1 - Состав измерительных каналов СИКН

Состав измерительного канала

Диапазон измерений

Первичный измерительный преобразователь (тип, используемый вход/выход, пределы допускаемой основной погрешности)

Промежуточный преобразователь (тип, пределы допускаемой основной погрешности), барьер искробезопасности

Измерительный контроллер (тип, используемый вход/выход, пределы допускаемой основной погрешности)

1

2

3

4

Измерительный канал массового расхода и массы отгружаемой нефти (3 шт.)

от 80 до 630 т/ч (от 180 до 630 т/ч)

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели DS600 с преобразователем 2700, ±0,1 % (отн.), рег. № 13425-06 в ФИФ ОЕИ

или

Счетчик-расходомер массовый^ Micro Motion

исполнение первичного преобразователя CMF, электронный преобразователь модели 2700, ±0,1 % (отн.), рег. № 45115-16

в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты

Контроллер измерительный FloBoss S600

вход частотно-импульсный, ±1 имп.

у на 10000 импульсов, рег. № 38623-08 в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты

Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 вход частотно-импульсный, к       ±0,005 % (отн.),

т/     рег. № 75139-19

в ФИФ ОЕИ

Измерительный канал температуры отгружаемой нефти (3 шт.)

от 0 до +75 °С

Датчик температуры 644, в составе первичного |~ преобразователя температуры (сенсора) pt100 и измерительного преобразователя выход сила тока

от 4 до 20 мА, ±0,20 °С (абс.), рег. № 39539-08 в ФИФ ОЕИ

Барьер искробезопасности НБИ

■*\      ±0,1 % (прив.),      Q

р     рег. № 59512-14

в ФИФ ОЕИ, а также связующие компоненты

Комплекс измерительноВычислительный ИМЦ-07 в      вход сила тока

от 4 до 20 мА, ±0,009 мА (абс.), рег. № 75139-19 в ФИФ ОЕИ

Преобразователь     ।—

ток/напряжение (Резистор

R250), ±0,01 % (прив.), а также связующие компоненты

Контроллер измерительный FloBoss S600 вход напряжения от 1 до 5 В, ±0,005 % (прив.), рег. № 38623-08 в ФИФ ОЕИ

1

2

3

4

Измерительный канал избыточного давления отгружаемой нефти (3 шт.)

от 0 до 1600 кПа

Преобразователь давления измерительный 3051, Н

выход сила тока от 4 до 20 мА,

±0,04 % (прив.), рег. № 14061-04 в ФИФ ОЕИ

Барьер искробезопасности НБИ ±0,1 % (прив.),      Q

рег. № 59512-14 в ФИФ ОЕИ, а также

связующие компоненты

Комплекс измерительноВычислительный ИМЦ-07 в      вход сила тока

от 4 до 20 мА, ±0,009 мА (абс.), рег. № 75139-19 в ФИФ ОЕИ

v Преобразователь    ।—

ток/напряжение (Резистор

R250), ±0,01 % (прив.), а также связующие компоненты

Контроллер измерительный FloBoss S600 вход напряжения от 1 до 5 В, ±0,005 % (прив.), рег. № 38623-08 в ФИФ ОЕИ

Измерительный канал плотности в БИК отгружаемой нес

зти (1 шт.)

от 300 до 1100 кг/м3

Преобразователь плотности жидкости измерительный модель 7835, выход частота      __

от 200 до 1200 Гц,    L

±0,15 кг/м3 (абс.), рег. № 15644-06 в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты Q

Контроллер измерительный FloBoss S600 вход частота от 0 до 10000 Гц, ±0,1 Гц (абс.), рег. № 38623-08 в ФИФ ОЕИ

Измерительный канал влагосодержания в БИК отгружаемой нефти (1 шт.)

от 0 до 10 об. %

Влагомер поточный модель L, выход сила тока     Г“

от 4 до 20 мА, от ±0,05 до ±0,15 % (абс.), рег. № 25603-03 в ФИФ ОЕИ

или

Влагомер поточный модель L, выход сила тока от 4 до 20 мА, от ±0,05 до ±0,10 % (абс.), рег. № 56767-14 в ФИФ ОЕИ

Преобразователь измерительный MTL 5042, ■\     ±10,0 мкА (абс.),

V      рег. № 27555-09

в ФИФ ОЕИ, а также

П связующие компоненты

Контроллер измерительный FloBoss S600 вход напряжения от 1 до 5 В, ±0,005 % (прив.), рег. № 38623-08 в ФИФ ОЕИ

Преобразователь ток/напряжение (Резистор R250), ±0,01 % (прив.), а также связующие компоненты

1

2

3

4

Измерительный канал избыточного давления в БИК отгружаемой нефти (1 шт.)

от 0 до 1600 кПа

Преобразователь давления измерительный 3051,   |~

выход сила тока

от 4 до 20 мА,

±0,04 % (прив.),

рег. № 14061-04 в ФИФ ОЕИ

Преобразователь

■*\ измерительный MTL 5042,

±      ±10,0 мкА (абс.),

рег. № 27555-09 в ФИФ ОЕИ, а также

[~~1 связующие компоненты Преобразователь     ।—

ток/напряжение (Резистор

R250), ±0,01 % (прив.), а также связующие компоненты

Контроллер измерительный FloBoss S600 вход напряжения от 1 до 5 В, ±0,005 % (прив.), рег. № 38623-08 в ФИФ ОЕИ

Измерительный канал температуры в БИК отгружаемой нефти (1 шт.)

от 0 до +75 °С

Датчик температуры 644, в составе первичного |~ преобразователя температуры (сенсора) pt 100 и измерительного преобразователя выход сила тока

от 4 до 20 мА, ±0,20 °С (абс.), рег. № 39539-08 в ФИФ ОЕИ

Преобразователь измерительный MTL 5042, ±     ±10,0 мкА (абс.),

рег. № 27555-09 в ФИФ ОЕИ, а также

[~~| связующие компоненты Преобразователь     ।—

ток/напряжение (Резистор

R250), ±0,01 % (прив.), а также связующие компоненты

Контроллер измерительный FloBoss S600 вход напряжения от 1 до 5 В, ±0,005 % (прив.), рег. № 38623-08 в ФИФ ОЕИ

ИК плотности нефти в поверочной установке (1 шт.)

от 300 до 1100 кг/м3

Преобразователь плотности жидкости измерительный модель 7835, выход частота от 200 до 1200 Гц, ±0,15 кг/м3 (абс.), рег. № 15644-06 в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты

Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 вход частотно-импульсный, к       ±0,005 % (отн.),

т/     рег. № 75139-19

в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты |—

Контроллер измерительный FloBoss S600 вход частота

■*\     от 0 до 10000 Гц,

±        ±0,1 Гц (абс.),

рег. № 38623-08

в ФИФ ОЕИ

1

2

3

4

ИК температу

ры в поверочной установке (3 шт.)

от 0 до +75 °С

Датчик температуры 644, в составе первичного преобразователя температуры (сенсора) pt 100 и измерительного преобразователя выход сила тока

от 4 до 20 мА,       г

±0,20 °С (абс.), рег. № 39539-08

в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты

Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 вход сила тока от 4 до 20 мА, ±0,009 мА (абс.), рег. № 75139-19 в ФИФ ОЕИ

j—f Преобразователь ^/измерительный MTL 5042, ±10,0 мкА (абс.), рег. № 27555-09 в ФИФ ОЕИ,

а также

[~~1 связующие компоненты Преобразователь     ।—

ток/напряжение (Резистор

R250), ±0,01 % (прив.) а также

связующие компоненты

Контроллер измерительный FloBoss S600 вход напряжения от 1 до 5 В,

L       ±0,005 % (прив.),

/     рег. № 38623-08

в ФИФ ОЕИ

ИК избыточного давления в поверочной установке (2 шт.)

от 0 до 1600 кПа

Преобразователь давления измерительный 3051, выход сила тока от 4 до 20 мА, ±0,04 % (прив.), рег. № 14061-04 в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты

Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 вход сила тока _к       от 4 до 20 мА,

-/    ±0,009 мА (абс.),

рег. № 75139-19 в ФИФ ОЕИ

Преобразователь измерительный MTL 5042, ±10,0 мкА (абс.), рег. № 27555-09 в ФИФ ОЕИ, а также

[~~| связующие компоненты

Преобразователь     ।—

ток/напряжение (Резистор

R250), ±0,01 % (прив.), а также

связующие компоненты

Контроллер измерительный FloBoss S600 вход напряжения от 1 до 5 В, ±0,005 % (прив.), рег. № 38623-08 в ФИФ ОЕИ

1

2

3

4

ИК массового расхода и массы поступающей нефти (2 шт.)

от 29 до 350 т/ч (от 35 до 280 т/ч)*

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 400 с преобразователем 2700, ±0,1 % (отн.), рег. № 13425-06 в ФИФ ОЕИ или

Счетчик-расходомер массовый

Micro Motion       |—

исполнение первичного преобразователя CMF, электронный преобразователь модели 2700, ±0,1 % (отн.), рег. № 45115-16

в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты

Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 вход частотно-импульсный,

-К      ±0,005 % (отн.),

V     рег. № 75139-19

в ФИФ ОЕИ

ИК температуры поступающей нефти (2 шт.)

от 0 до +75 °С

Датчик температуры 644, в составе первичного преобразователя температуры (сенсора) pt 100 и измерительного преобразователя выход сила тока     |~

от 4 до 20 мА, ±0,20 °С (абс.), рег. № 39539-08 в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты

Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 вход сила тока от 4 до 20 мА,

Л.    ±0,009 мА (абс.),

V     рег. № 75139-19

в ФИФ ОЕИ

ИК избыточного давления поступающей нефти (2 шт.)

от 0 до 1600 кПа

Преобразователь давления измерительный 3051, выход сила тока

от 4 до 20 мА,      □

±0,04 % (прив.), рег. № 14061-04

в ФИФ ОЕИ

Связующие компоненты Q

Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 вход сила тока от 4 до 20 мА, ±0,009 мА (абс.), рег. № 75139-19 в ФИФ ОЕИ

Заводской номер и знак утверждения типа наносятся на информационную табличку, расположенную на боковой панели шкафа БОИ. Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа приведены на рисунке 2, метод нанесения печать.

В системе предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, ведение журналов событий системы).

Пломбировка системы осуществляется путем пломбировки средств измерений, измерительных преобразователей и оборудования. Схемы пломбировки системы соответствуют рекомендациям МИ 3002-2006.

Рисунок 1 - Общий вид плавучего нефтехранилища «Ю. Корчагин» морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин»

Рисунок 2 - Информационная табличка системы

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) БОИ системы включает в себя:

- ПО автоматизированного рабочего места оператора, реализовано на базе комплекса программного обеспечения «ФОРВАРД PRO». Данное ПО осуществляет сбор, обработку, отображение, хранение и архивирование измерительной информации получаемой с контроллеров измерительных FloBoss S600 и Комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07, расчет массы нетто поступающей и отгружаемой нефти. Идентификационные данные приведены в таблице 2;

- ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07, данное ПО осуществляет сбор, обработку, отображение, хранение и архивирование измерительной информации получаемой с первичных преобразователей, а также с технологического и вспомогательного оборудования. При поверке системы данное ПО реализует автоматизированную поверку. Идентификационные данные приведены в таблице 3;

- ПО контроллеров измерительных FloBoss S600, данное ПО осуществляет сбор, обработку, отображение, хранение и архивирование измерительной информации получаемой с первичных преобразователей, а также с технологического и вспомогательного оборудования. Идентификационные данные приведены в таблице 4.

Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимого ПО автоматизированного рабочего места оператора (Комплекс программного обеспечения «ФОРВАРД PRO»)

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование программного обеспечения

ArmA.dll

ArmMX.dll

ArmF.dll

ArmTPU.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

4.0.0.2

4.0.0.4

4.0.0.2

4.0.0.2

Цифровой            идентификатор

программного обеспечения

1D7C7BA0

E0881512

96ED4C9B

55DCB371

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

CRC32

CRC32

CRC32

CRC32

Таблица 3 - Идентификационные данные прикладного ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование программного обеспечения

EMC07.Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

PX.7000.01.09

Цифровой идентификатор программного обеспечения

1B8C4675

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

CRC32

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Обозначение контроллера

OG-FC-ST1

OG-FC-ST2

OG-FC-ST3

IN-OG-PROVER

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

05.33

05.33

05.33

05.33

Установлен уровень защиты в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014:

- «высокий» для ПО автоматизированного рабочего места оператора, в соответствии со свидетельством № 2301-19 о метрологической аттестации программного обеспечения (программы), выдано ФГУП «ВНИИР» 13.05.2019 г.;

- «высокий» для прикладного ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07, в соответствии со сведениями приведенными в описании типа (рег. № 75139-19);

- «высокий» для ПО контроллеров измерительных FloBoss S600.

Для защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в системе используется многоуровневая система защиты, которая реализована на основе разграничения прав пользователей и паролей. Каждому пользователю присваивается уровень защищенного доступа и пароль. Для редактирования системных конфигураций системы требуется специальное программное обеспечение.

Технические характеристики

Таблица 5 - Основные метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода, т/ч - отгружаемой нефти

- поступающей нефти

от 80 до 1260* (от 180 до 1260*) от 29 до 350 (от 35 до 280)

Диапазон измерений избыточного давления нефти, кПа

от 0 до 1600

Диапазон измерений температуры нефти, °С

от 0 до +75

Диапазон измерений температуры планки с оптическими переключателями ТПУ, °С

от 0 до +75

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3

от 300 до 1100

Диапазон измерений влагосодержания нефти (объемная доля воды), %

от 0 до 10

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти при доверительной вероятности 0,95, %

±0,25

Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С

±0,3

1

2

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры планки

с оптическими переключателями ТПУ, °С

±0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3

±0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений влагосодержания нефти (объемная доля воды), %

- в диапазоне от 0 до 4 %

- в диапазоне от 4 до 10 %

±0,1

±0,2

Примечания:

* указано максимальное значения диапазона измерений массового расхода отгружаемой нефти, обеспечивается работой не менее двух измерительных линий, максимальный массовый расход одной измерительной линии 630 т/ч.

Таблица 6 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных линий, шт. - отгружаемой нефти - поступающей нефти

3

2

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Рабочий диапазон температуры измеряемой нефти, °С - отгружаемой нефти

- поступающей нефти

от +5 до +35 от 0 до +40

Условное давление оборудования

ANSI 150 (1,6 МПа)

Режим измерений

- отгружаемой нефти

- поступающей нефти

периодический непрерывный

Основные характеристики ТПУ:

- максимальный расход, м3/ч

- номинальный объем, дм3

- пределы допускаемой относительной погрешности при воспроизведении объема, %

795

94,6

±0,05

Рабочие условия эксплуатации для оборудования

в помещениях технологических модулей:

- диапазон температуры окружающего воздуха, °С

- относительная влажность окружающего воздуха, при +30 °С и ниже без конденсации влаги, %, не более

- диапазон атмосферного давления, кПа

- класс взрывоопасной зоны по ПУЭ

- категория и группа взрывоопасной смеси

от +15 до +25

95 от 84 до 106,7 В-1а ПА-Т3

1

2

Рабочие условия эксплуатации для блока обработки информации и управления:

- диапазон температуры окружающего воздуха, °С

- относительная влажность окружающего воздуха, в диапазоне рабочих температур, %, не более

- диапазон атмосферного давления, кПа

от +15 до +30

95 от 84 до 106,7

Напряжение питающей электросети, В

ооп+10% . опо+10%

380 -15% ; 220 -15%

Частота переменного тока, Гц

50+0,4

Потребляемая мощность, кВА, не более

120

Габаритные размеры модулей, мм, не более

- модуль поступающей нефти (ВхШхД)

- модуль отгружаемой нефти (ВхШхД)

- блок обработки информации и управления (ВхШхГ)

3600х4000х9000 3600х8000х15000 2175х1615х1215

Масса модулей, кг, не более

- модуль поступающей нефти

- модуль отгружаемой нефти

- блок обработки информации и управления

30000 80000

2300

Срок службы, лет, не менее

15

Среднее время наработки на отказ, ч

40000

Знак утверждения типа

знак утверждения типа наносят типографским способом в верхней части титульного листа инструкции по эксплуатации и формуляра, а также на информационную табличку в соответствии с рисунком 1.

Комплектность

Таблица 7 - Комплектность системы

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин»

заводской № 5096

1 шт.*

Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин». Заводской № 5096. Формуляр

_

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин». Заводской № 5096. Инструкция по эксплуатации

И-05-01-90-03-01-23

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин». Зав. № 5096. Методика поверки

_

1 экз.

* Комплектность системы, в том числе комплект ЗИГ

, в соответствии с формуляром.

Сведения о методах измерений

изложена в документе Инструкция МЦКЛ.0479.М-2023 «ГСИ. Методика (метод) измерений. Масса нетто нефти. Методика измерений, основанная на прямом методе динамический измерений, системой измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин», свидетельство об аттестации № RA.RU.311313/MH-234-2O23, регистрационный № в ФИФ ОЕИ ФР.1.29.2024.47557, а также в разделе 7 инструкции по эксплуатации.

Нормативные документы

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.1.1);

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 декабря 2022 г. № 3253 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 октября 2022 г. № 2653 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4000 МПа»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 ноября 2019 г. № 2603 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений плотности»;

ГОСТ 8.614-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;

ГОСТ 8.587-2019 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений.

Развернуть полное описание