Зонд veeder root 846361 907

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Системы измерений массы нефтепродуктов в резервуарах VEEDER-ROOT Назначение средства измерений

Системы измерений массы нефтепродуктов в резервуарах VEEDER-ROOT (далее -система VEEDER-ROOT или система) предназначены для непрерывных измерений уровня, температуры и плотности нефтепродуктов, уровня подтоварной воды в резервуарах автозаправочных станций (далее — АЗС) и нефтебаз, вычислений объёма и массы нефтепродуктов при хранении, отпущенных и полученных в резервуары АЗС и нефтебаз, а также для индикации утечек нефтепродуктов из резервуаров.

Designed with performance in mind

Certified for inventory control, and in-tank leak detection in gasoline, diesel and a wide variety of other approved fluids. This in-tank probe solution is certified to exceed U.S. EPA performance standards and can accommodate 2 and 4-inch float kits. The MAG Plus is a high-quality long-lasting product. It can be ordered as inventory control only, 0.1 or 0.2 gallon per hour leak detection models, and all can be ordered with or without water detection.

Our MAG Plus Probes provide the most reliable solution in the industry to meet the challenging environments in industrial, commercial, and retail applications, while also providing peak performance in an array of liquid products.

This probe can accommodate a wide range of tank shapes and sizes, such as all small rectangular and cylindrical ASTs and USTs that don’t exceed 12’ in diameter. It is also available in custom lengths as well.

Magnetostrictive sensing technology is an integral component to a complete fuel management system solution. It provides underground storage tank owners visibility to measure and identify multiple liquid readings such as height, liquid temperature, and water. This leak detection probe uses a proven algorithm that supports the increasing demand for reliable in-tank leak detection, assisting operators with their daily, monthly, and yearly compliance management.

Описание

Уровнемер состоит из магнитострикционного зонда модификаций 8462, 8463 и электронного блока (далее-блок) TLS-450, TLS-350, TLS-300, TLS-50 или TLS-2 и дополнительных датчиков (опционально).

Конструктивно зонд представляет собой магнитострикционный преобразователь с излучателем и приемником, и стержень из алюминиево-магниевого сплава или нержавеющей стали с двумя расположенными на нем поплавками (топливный и водяной ), внутри стержня проходит магнитопровод из никелевого сплава. В поплавках находятся кольцевые ферриты, предназначенные для, отражения акустического сигнала, масса поплавков подбирается в зависимости от вида топлива.

Электрический импульс, генерируемый магнитострикционным преобразователем рас- ‘ пространяется вниз по струне, создает вокруг нее концентрическое магнитное поле, которое взаимодействуя с полем постоянных магнитов (кольцевых ферритов) топливного и водяного поплавков на основе магнитострикционного эффекта формирует ультразвуковой сигнал, пропорциональный уровню жидкости. Сигнал распространяется по струне и принимается и обрабатывается электронным блоком магнитострикционного преобразователя, и затем передается через барьер в блок, к которому может подключаться компьютер через один из интерфейсов RS 232, IFSF, SITELINK, EDIM, TCP/IP, GSM-Modern, RS 485.

Температура топлива измеряется в шести равномерно расположенных точках при помощи платиновой термопары Pt 100.

Для измерения плотности жидкости на зонде дополнительно устанавливается датчик плотности, представляющий собой поплавок, аналогичный топливному. Поплавок свободно перемещается внутри ограничителя, неподвижно закрепленного на водяном поплавке, при этом перемещение поплавка внутри ограничителя пропорционально плотности измеряемой жидкости. При использовании датчика плотности используется блок TLS-2 или TLS-50

К блоку TLS-450 возможно подключение одновременно до 32 резервуаров, к блоку TLS-350 — до 16 резервуаров, к блоку TLS-300 — до 8 резервуаров, а к блокам TLS-50 и TLS-2-до 6 резервуаров. Блоки TLS-450 и TLS-350 позволяют производить градуировку резервуаров, при этом обеспечивается автоматическая корректировка градуировочной характеристики резервуара в процессе эксплуатации по показаниям топливораздаточных колонок. Вся информация о результатах измерений выводится на дисплей и печать.

Блоки уровнемера позволяют вычислять объём жидкости в резервуаре в литрах при рабочей температуре окружающей среды и жидкости, а также приведенных к 20 °С или 15 °С.

Блоки уровнемера TLS-450 и TLS-2 в комплекте с зондами с функцией измерения плотности, позволяют вычислять массу жидкости в резервуаре в килограммах.

При использовании блоков TLS-450, TLS-350, TLS-300 или TLS-2 возможен контроль утечек.

При использовании блоков TLS-450, TLS-350 и TLS-300 возможно подключение дополнительных датчиков:

—    датчик межстенного пространства резервуаров;

—    дискриминационный датчик резервуара и шахты;

—    датчик в технологической нише резервуара (на наличие жидкости);

—    датчик межстенного пространства для двустенных труб (на наличие жидкости);

При использовании блоков TLS-450 и TLS-350:

—    датчик определения топлива в грунтовых водах;

—    датчик воздушных пробок;

—    датчик контроля утечек на линии под давлением

Блоки TLS-450 и TLS-350 позволяет обнаружить утечку жидкости из резервуара при расходе 0,38 л/ч; или 0,76 л/ч- (в зависимости от модификации зонда).

В системах реализован косвенный метод статических измерений массы светлых нефтепродуктов по ГОСТ Р 8.595-2004. В соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002 системы относятся к типу ИС-2.

Системы состоят из каналов измерений количества нефтепродуктов, число которых равно числу резервуаров на объекте (АЗС или нефтебаза), а также блоков индикации утечек нефтепродуктов.

Каждый из каналов измерений количества нефтепродуктов состоит из следующих функциональных элементов (рисунок 1):

—    магнитострикционный зонд уровнемера модели 8462, 8463 и Mag plus 1 Mag-FLEX (далее — зонд 8462, 8463 и Mag plus 1 Mag-FLEX соответственно) с закрепленными на стержне зонда пятью термисторными измерительными преобразователями температуры и электронным преобразователем измеренных сигналов в цифровые значения уровня и температуры;

—    устройство для определения плотности нефтепродукта (далее — плотномер, показан на рисунке 2), плотномером комплектуются только зонды 8463;

—    контроллеры моделей М-450Х1, М-350Х, М-300Х, TLS-50, TLS4 и М-2Х, показаны на рисунках 4 — 8 (далее — контроллеры TLS-450Х, TLS-350Х, TLS-300Х, TLS-50, TLS4 и TLS-2Х соответственно).

Зонды 8462 и 8463 (рисунок 2) устанавливаются в горизонтальные цилиндрические резервуары и резервуары других типов с базовой высотой до 3,6 м. Зонды Mag Plus 1 Mag-FLEX (рисунок 3) предназначены для установки в резервуары с базовой высотой до 15,0 м.

Дополнительно:  Телевизор тошиба не включается горит синий экран. Телевизор не включается, лампочка не горит - что делать? Индикатор часто моргает

В верхней части зонда имеется магнитострикционный преобразователь с излучателем и приемником. Вниз отходит стержень из нержавеющей стали с расположенными на нем двумя поплавками (верхний — для измерений уровня нефтепродуктов, нижний — для измерений уровня подтоварной воды). Внутри стержня проходит магнитопровод, состоящий из алюминиево-магниевого стержня специального профиля и струны из железо-никелевого сплава. Зонд Mag Plus 1 Mag-FLEX имеет гибкое исполнение. В поплавках находятся кольцевые магниты. Электромагнитная волна, пришедшая от магнитострикционного преобразователя-излучателя, взаимодействует с полем магнитов и возбуждает в струне акустический сигнал, распространяющийся по струне вверх и вниз. Сигнал, распространяющийся вверх, регистрируется и обрабатывается в магнитострикционном преобразователе-приёмнике (при этом значение сигнала пропорционально уровню жидкости) и передается в контроллер по интерфейсу. Контроллер подключается к компьютеру по интерфейсу RS232, RS485, USB, и / или TCPIP.

Имеется три вида поплавков для разных групп нефтепродуктов (бензины, дизельное топливо и СУГ). Измерительные преобразователи температуры (термисторы), закреплённые

Лист № 2 Всего листов 7

равномерно в пяти точках по длине стержня зонда вырабатывают сигналы, соответствующие температуре жидкости. В электронном преобразователе зонда формируются сигналы в цифровом формате, соответствующие значениям уровней и температуры, а также плотности нефтепродукта при использовании зонда с плотномером.

Плотномер состоит из корпуса и поплавка. Корпус прикреплён к поплавку воды. Корпус может свободно двигаться на стержне зонда, поплавок — находится внутри корпуса и может перемещаться. При этом его перемещение зависит от плотности нефтепродукта. Плотномер устанавливается на стержне зонда в зоне нижнего уровня нефтепродукта над поплавком для измерения уровня подтоварной воды.

Если зонд, установленный в резервуаре, не имеет плотномера, то плотность нефтепродукта определяется в лаборатории в соответствии с Р 50.2.075-2010 и Р 50.2.076-2010 на пробе, отобранной из резервуара в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85, и результаты измерений плотности вводятся в контроллер с его панели.

К контроллеру можно подключать одновременно до 32 зондов. Также возможно подключение к контроллеру до 64 датчиков утечки.

Система имеет возможность автоматически вычислять массу светлых нефтепродуктов в резервуаре и объём нефтепродуктов при рабочей температуре, а также объём приведенный к 20 оС или к 15 оС. Эти возможности системы реализуются только при комплектации зондами модели 8463 и контроллерами TLS-2X, ТЬБ-4Х и TLS-450X.

Пунктиром обозначены опциональные блоки и устройства.

Рисунок 1 — Блок-схема системы измерений массы нефтепродуктов в резервуарах VEEDER-ROOT для одного резервуара

Уровнемер позволяет обнаружить утечку нефтепродуктов из резервуаров при расходе на резервуар 0,378 л/ч или 0,756 л/ч.

Для обнаружения утечек возможна также комплектация системы следующими моделями индикаторов утечки:

—    Mag Sump Sensor 857060-XXX (индикация наличия нефтепродуктов в земле, при-ям-ках или межстенном пространстве резервуаров).

—    Discriminating Pan and Sump Sensor 794380-3XX (индикация утечки жидкости в шахте резервуара, поддоне ТРК и выявление пролива НП на датчик).

—    Containtment sump sensor 794380-2XX (индикация жидкости в индикационных колодцах межстенного пространства резервуара).

—    Twin wall piping sensor 794380-4XX (индикация жидкости в межстенном пространстве трубопровода).

—    Solid-State Discriminating Sensor for Fiberglass Tanks 794360-343 (индикация наличия жидкости в межстенном пространстве резервуара).

Лист № 3 Всего листов 7

—    Liquid sensor with header tank 711-002-1000 (бачок под тосол для регистрации нарушения целостности межстенного пространства резервуара).

—    Solid — State discriminating interstitial sensor for dry intenstice tanks 794360-343 (индикация наличия жидкости в межстенном пространстве резервуаров).

—    MicroSensor 794360-344 (индикация наличия жидкости в межстенном пространстве резервуаров).

—    Groundwater Sensor 794380-62X (индикация наличия топлива в грунтовых водах)

—    Vapor Sensor 794390-7XX (индикация наличия паров нефтепродуктов в приямках или межстенном пространстве резервуаров).

Метрологические характеристики индикаторов утечки не нормируются.

Вся информация о функционировании системы, результатах измерений и индикации утечек выводится на дисплей компьютера и принтер.

В минимальную базовую комплектацию систем входят зонд, контроллер.

Пломбировки компонентов систем от несанкционированного доступа не требуется.

—    магнитострикционный зонд уровнемера модели 8462, 8463 и Mag plus 1 Mag-FLEX (далее — зонд 8462, 8463 и Mag plus 1 Mag-FLEX соответственно) с закрепленными на стержне зонда пятью термисторными измерительными преобразователями температуры 576010-928 и электронным преобразователем измеренных сигналов в цифровые значения уровня и температуры;

—    устройство для определения плотности нефтепродукта (далее — плотномер, показан на рисунке 2), плотномером комплектуются только зонды 8463.

—    контроллеры моделей М-450Х1, TLS-350^ TLS-300^ TLS-50, TLS4 и М-2Х, показаны на рисунках 4 — 8 (далее — контроллеры TLS-450Х, TLS-350Х, TLS-300Х, TLS-50, TLS4 и TLS-2Х соответственно);

В верхней части зонда имеется магнитострикционный преобразователь с излучателем и приемником. Вниз отходит стержень из нержавеющей стали с расположенными на нем двумя поплавками (верхний — для измерений уровня нефтепродуктов, нижний — для измерений уровня подтоварной воды). Внутри стержня проходит магнитопровод, состоящий из алюминиевомагниевого стержня специального профиля и струны из железо-никелевого сплава. Зонд Mag Plus 1 Mag-FLEX имеет гибкое исполнение. В поплавках находятся кольцевые магниты. Электромагнитная волна, пришедшая от магнитострикционного преобразователя-излучателя, взаимодействует с полем магнитов и возбуждает в струне акустический сигнал, распространяющийся по струне вверх и вниз. Сигнал, распространяющийся вверх, регистрируется и обрабатывается в магнитострикционном преобразователе-приёмнике (при этом значение сигнала пропорционально уровню жидкости) и передается в контроллер по интерфейсу. Контроллер подключается к компьютеру по интерфейсу RS232, USB, и / или RJ45.

Имеется три вида поплавков для разных групп нефтепродуктов (бензины, дизельное топливо и СУГ). Измерительные преобразователи температуры (термисторы), закреплённые равномерно в пяти точках по длине стержня зонда вырабатывают сигналы, соответствующие температуре жидкости. В электронном преобразователе зонда формируются сигналы в цифровом формате, соответствующие значениям уровней и температуры, а также плотности нефтепродукта при использовании зонда с плотномером.

Если зонд, установленный в резервуаре, не имеет плотномера, то плотность нефтепродукта определяется в лаборатории в с соответствии с Р 50.2.075-2010 и Р 50.2.076-2010 на пробе, отобранной из резервуара в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85, и результаты измерений плотности вводятся в контроллер с его панели.

Система имеет возможность автоматически вычислять массу светлых нефтепродуктов в резервуаре и объём нефтепродуктов при рабочей температуре, а также объём приведенный к 20 оС или к 15 оС. Эти возможности системы реализуются только при комплектации зондами модели 8463 и контроллерами TLS2X, TLS4 и TLS-450X.

Дополнительно:  Root Explorer 4.11.5 [Paid]

—    Mag Sump Sensor 857060-XXX (индикация наличия нефтепродуктов в земле, приямках или меж-стенном пространстве резервуаров).

В минимальную базовую комплектацию систем входят зонд и контроллер.

Рисунок 2 — Зонд 8463 Х с плотномером

Рисунок 6 — Контроллер TLS-300X

Рисунок 4 — Контроллер TLS-450X

Рисунок 7 — Контроллер    Рисунок 8 — Контроллер

Встроенное прикладное программное обеспечение (ПО) разработано специально для решения задач непрерывного преобразования значений измеряемых параметров — уровня нефтепродукта и подтоварной воды, температуры и плотности нефтепродукта в электрические выходные сигналы. ПО поставляется в комплекте с системой на CD-диске, устанавливается в контроллер системы и позволяет выполнять следующие функции:

—    вычислять массу нефтепродукта в резервуарах косвенным методом статических измерений и объём нефтепродукта при рабочей температуре, а также объём, приведенный к 20 оС или к 15 оС;

—    выполнять сверку остатков в целях обнаружения не идентифицированных потерь;

—    формировать отчеты по приёмке и отпуску нефтепродуктов;

—    формировать журнал событий;

—    обнаруживать утечки жидкости из резервуаров;

—    формировать сменные отчеты и балансы;

—    вырабатывать сигналы тревоги.

Влияние ПО учтено при нормировании метрологических характеристик системы.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Программное обеспечение не может быть изменено потребителем.

Системы VEEDER-ROOT имеют защиту встроенного ПО от преднамеренных или непреднамеренных изменений, реализованную системой паролей.

Уровень защиты встроенного программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286.

Диапазон измерений массы нефтепродукта в резервуаре, кг

Диапазон измерений объёма нефтепродукта в резервуаре, м

Диапазон измерений уровня нефтепродукта, мм:

—    зонд 8462

—    зонд 8463:

—    без плотномера

—    с плотномером

—    зонды Mag Plus 1 Mag-FLEX

Диапазон измерений уровня подтоварной воды, мм:

—    зонды 8462 и 8463

—    зонд Mag Plus 1 Mag-FLEX

Диапазон измерений температуры рабочей среды, оС Диапазон измерений плотности нефтепродукта, кг/м3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта в резервуаре или массы партии нефтепродукта, принятой в резервуар или отпущенной из резервуара, %

—    массы нефтепродукта 120 т и более

—    массы нефтепродукта до 120 т

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня нефтепродукта, мм:

—    зонды 8462 и 8463, при первичной поверке

—    зонды 8462 и 8463, в эксплуатации:

—    от 82 до 1000 мм

—    свыше 1000 мм

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня подтоварной воды, мм

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры рабочей среды в резервуарах, оС:

—    зонды 8462 и 8463:

—    от минус 20 до плюс 50

—    от минус 40 до минус 20

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефтепродукта в резервуаре (зонд 8463), кг/м Параметры рабочей среды:

—    температура, С

—    избыточное рабочее давление, МПа Рабочие условия эксплуатации:

—    температура окружающей среды, °С:

—    для зондов 8462, 8463 и Mag Plus 1 Mag-FLEX

—    для контроллеров

—    для индикаторов утечки

—    относительная влажность при 25 °С, %

—    атмосферное давление, кПа

по вместимости резервуара. по вместимости резервуара.

от 82 до 3660;

от 82 до 3660; от 180 до 3660; от 185 до 15000.

от 22 до 1000. от 150 до 1000. от минус 40 до плюс 50.

от 690 до 900.

± 0,50; ± 0,65.

± 1,0; ± 1,0;

± 1,5; ± 3.

± 0,5; ± 1,0; ± 1,5.

от минус 40 до плюс 50;

от 0 до плюс 40; от минус 40 до плюс 60; до 95, без конденсации;

от 84 до 106,7.

Напряжение электропитания от сети переменного тока с частотой (50±1) Гц, В

Потребляемая мощность (базовый комплект), ВА, не

220 -22. 240.

до 32; до 16; до 4; до 12; до 6.

80 х (от 1000 до 4110); 80 х (от 1000 до 15350).

476 x 228 x 292; 514 x 185 x 285; 514 x 105 x 285; 195 x 107 x 178; 225 x 85 x 320.

Количество зондов, подключаемых к контроллеру:

Габаритные размеры (диаметр х длина), мм:

—    зондов 8462, 8463

—    зонда Mag Plus 1 Mag-FLEX

Габаритные размеры (высота х длина х ширина), мм:

—    контроллера TLS-450Х

—    контроллера TLS-350Х

—    контроллера TLS-300Х

—    контроллера TLS-2Х

—    контроллера TLS-4Х Масса, кг, не более:

—    контроллера TLS-2Х Средний срок службы, лет

Технические характеристики

Диапазон измерений массы нефтепродукта в резервуаре, кг    по вместимости

Диапазон измерений объёма нефтепродукта в резервуаре, м    по вместимости

—    зонд 8462    от 82 до 3660;

—    без плотномера    от 82 до 3660;

—    с плотномером    от 180 до 3660;

—    зонды Mag Plus 1 Mag-FLEX    от 185 до 15000.

—    массы нефтепродукта от 120 т и более

Потребляемая мощность (базовый комплект), В-А, не более Количество зондов, подключаемых к контроллеру:

Г абаритные размеры (высота х длина х ширина), мм:

от 22 до 1000; от 150 до 1000. от минус 40 до плюс 50.

± 0,5; ± 1,5.

220 +23. 240.

Лист № 6 Всего листов 7

—    контроллера TLS-450X    476 x 228 x 292;

—    контроллера TLS-350X    514 x 185 x 285;

—    контроллера TLS-300X    514 x 105 x 285;

—    контроллера TLS-2X    195 x 107 x 178;

—    контроллера TLS-4X    225 x 85 x 320. Масса, кг, не более:

—    зондов 8462, 8463    6

—    зонда Mag Plus 1 Mag-FLEX    12

—    контроллера TLS-450X    18

—    контроллера TLS-350X    16

—    контроллера TLS-300X    14

—    контроллера TLS-4X    3

—    контроллера TLS-2X    4. Средний срок службы, лет    12.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МЦКЛ.0154.МП «Системы измерений массы нефтепродуктов в VEEDER-ROOT. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 22.09.2014 г.

Основные средства поверки:

—    установка поверочная уровнемерная с диапазоном измерений от 10 до 15000 мм и пределами допускаемой погрешности ±0,3 мм;

—    рулетка измерительная металлическая с лотом 2 класса точности по ГОСТ 7502-98, длина измерительной ленты в зависимости от базовой высоты резервуара, ц.д. 1 мм, пределы допускаемой абсолютной погрешности Д = ± 0,3+0,15 • (L-1) мм, где L — уровень в м;

—    плотномер лабораторный автоматический типа ВИП2-МР, номер в Госреестре СИ РФ 27163-09, диапазон измерений плотности от 500 до 1600 кг/м3, пределы абсолютной погрешности Д = ± 0,1 кг/м .

Дополнительно:  Как исправить ошибку 0x00000050 (Page Fault in Nonpaged Area)

Назначение

Уровнемеры магнитострикционные VEEDER-ROOT (далее — уровнемеры) предназначены для измерения уровней жидкости, подтоварной воды и утечки жидкости в резервуарах, плотности и температуры жидкости, вычисления объема и массы.

Уровнемеры применяются в различных отраслях промышленности.

Системы измерений массы нефтепродуктов VEEDER-ROOT (далее — система VEEDER-ROOT или система) предназначены для непрерывных измерений уровня, температуры и плотности нефтепродуктов, уровня подтоварной воды в резервуарах автозаправочных станций (далее — АЗС) и нефтебаз, вычислений объёма и массы нефтепродуктов при хранении, отпущенных и полученных в резервуары АЗС и нефтебаз, а также для индикации утечек нефтепродуктов из резервуаров.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации (руководство по эксплуатации системы) типографским способом и наклейкой на боковую поверхность корпуса контроллера.

Комплектность

1.    Зонд уровнемера с комплектом поплавков

2.    Электронный блок

3.    Руководство по эксплуатации

4.    Датчики 1 шт. (длина и модификация заказу)

1 шт. (модификация по заказу)

1 зкз. по заказу

Знак утверждения типа наносится на титульном листе Руководства по эксплуатации и на маркировочной табличке, закрепленной на корпусе уровнемера типографским способом.

Сведения о методах измерений

изложены в документе «МЦКЛ.0125М-2013. Масса нефтепродуктов. Методика измерений с использованием системы измерений массы нефтепродуктов в резервуарах VEEDER-ROOT», и в эксплуатационном документе «Системы измерений массы нефтепродуктов в резервуарах VEEDER-ROOT. Руководство пользователя».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам измерений массы нефтепродуктов в резервуарах VEEDER-ROOT

1    ГОСТ 8.477-82. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений уровня жидкости.

2    ГОСТ 8.558-2009. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры.

3    ГОСТ 8.024-2002. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности.

4    ГОСТ Р 8.595-2004. ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

5    ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

6    Техническая документация изготовителя.

изложены в документе «МЦКЛ.0274М-2014. Масса нефтепродуктов. Методика измерений с использованием системы измерений массы нефтепродуктов VEEDER-ROOT», и в эксплуатационном документе «Системы измерений массы нефтепродуктов VEEDER-ROOT. Руководство пользователя».

Нормативные документы

ГОСТ 28725-90 “Приборы для измерения уровня жидкостей и сыпучих материалов.

Общие технические требования и методы испытаний”.

Документация фирмы “ VEEDER-ROOT Со”, США.

осуществляется по документу МЦКЛ.0114.МП «Системы измерений массы нефтепродуктов в резервуарах VEEDER-ROOT. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 28.08.2013 г.

—    рулетка измерительная металлическая с лотом 2 класса точности по ГОСТ 7502-98, длина измерительной ленты в зависимости от базовой высоты резервуара, ц. д. 1 мм, пределы допускаемой абсолютной погрешности Д = ± 0,3+0,15- (L-1) мм, где L — уровень в м;

—    плотномер лабораторный автоматический типа ВИП2-МР, номер в Госреестре СИ РФ 27163-09, диапазон измерений плотности от 500 до 1600 кг/м , пределы абсолютной погрешности А = ± 0,1 кг/м3.

Диапазон измерения уровня жидкости, мм

от 122 до 3660 включ. от 250 до 3660 включ.

от 17 до 122 включ. от 17 до 122 включ. от минус 40 до плюс 50 от 700 до 900

—    без поплавка плотности

—    при наличии поплавка плотности Диапазон измерения уровня подтоварной воды, мм

—    при наличии поплавка плотности Диапазон измерения рабочих температур жидкости в резервуаре, 0 С

Диапазон измерения плотности жидкости, кг/м3 Пределы допускаемой погрешности:

—    измерения уровня жидкости, мм

—    измерения уровня подтоварной воды, мм

—    измерения температуры жидкости, °С

—    измерения плотности, кг/м3

Погрешность вычисления объёма жидкости, в % от измеряемого объёма

Погрешность вычисления массы жидкости, в % от измеряемой массы

Вариация показаний при измерении уровня жидкости, мм, не более

Порог чувствительности при измерении уровня жидкости, мм, не более

Верхний предел индикации и регистрации:

—    уровня жидкости

—    уровня подтоварной воды    999,99

—    объема жидкости    999 999

—    температуры жидкости    99,9

Диапазон рабочих температур окружающего воздуха,0 С    от минус 40 до плюс 50 Диапазон температур окружающего воздуха в зоне размещения электронного блока, °С    от 0 до плюс 40 Габаритные размеры, мм, не более:

—    TLS-450    460x210x330

—    TLS-350 hTLS-300    500x240x380 -TLS-50    195 x66x 170 -TLS-2    195x 100x 170

—    зондов    0 80 х (от 1000 до 4100)

(в зависимости от диапазона измерения)

—    электронных блоков:

—    TLS-450    16

—    TLS-350    13,5

—    TLS-300    10

—    TLS-50    1,4

—    TLS-2    ‘    3

—    зондов    6 Параметры электропитания от сети переменного тока:

—    напряжение, В    220^

-частота, Гц    50 ± 1

Потребляемая мощность, В-A, не более    100

Средний срок службы, лет.    12

Программное обеспечение

Встроенное прикладное программное обеспечение (ПО) разработано специально для решения задач непрерывного преобразования значений измеряемых параметров — уровня нефтепродукта и подтоварной воды, температуры и плотности нефтепродукта в электрические выходные сигналы. ПО устанавливается изготовителем в контроллер системы и позволяет выполнять следующие функции:

—    вычислять массу нефтепродукта в резервуарах косвенным методом статических измерений и объём нефтепродукта при рабочей температуре, а также объём, приведенный к 20 оС или к 15 оС.

Влияние ПО учтено при нормировании метрологических характеристик системы. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Программное обеспечение не может быть модифировано потребителем.

Уровень защиты встроенного программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Поверка уровнемеров производится в соответствии с Методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ “Ростест-Москва” в августе 2009 г., и яЕляющейся разделом Руководства по эксплуатации.

Основное поверочное оборудование:

— установка эталонная уровнемерная с диапазоном измерения от 10 до 6000 мм и пределами допускаемой погрешности не более ± 0,3 мм;

—    пробоотборник по ГОСТ 2517-85;

—    набор ареометров общего назначения — рабочий эталон 1 разряда, Госреестр № 27442-04;

—    набор термометров по ГОСТ 400-80, с пределами допускаемой погрешности не более ±0,1°С.

Межповерочный интервал — 2 года.

Заключение

Тип уровнемеров магнитострикционных VEEDER-ROOT утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Уровнемеры магнитострикционные VEEDER-ROOT имеют Сертификат соответствия № РОСС US.rB04.B01425, выданный Центром Сертификации «СТВ».

Рекомендации к применению

при осуществлении торговли и товарообменных операций.

при осуществлении торговли.

Оцените статью
Master Hi-technology
Добавить комментарий