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