Блок измерения показателей качества нефти бик

Содержание
  1. Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН)
  2. Назначение СИКН
  3. Состав системы
  4. Технологическая часть
  5. Система сбора и обработки информации (СОИ)
  6. Система управления элементами жизнеобеспечения
  7. Структурная схема СИКН
  8. Функциональные возможности СИКН
  9. Измерения и вычисления в автоматическом режиме
  10. Автоматизированное управление
  11. СИКН обеспечивает
  12. Особенности
  13. Гибкость
  14. Удобство эксплуатации
  15. Надежность
  16. Функциональность
  17. Блок измерений показателей качества нефти (БИК)
  18. Блок измерений показателей качества нефти и газа БИК
  19. Устройство и принцип работы блока измерения показателей качества нефти и газа
  20. Состав* блока измерения показателей качества нефти БИК
  21. Схема блока измерения показателей качества нефти
  22. Технические характеристики блоков измерений показателей качества нефти БИК
  23. Как купить блок измерений качества нефти и газа БИК в Вашем городе?
  24. Блок измерения показателей качества нефти бик
  25. 1 Область применения
  26. 2 Нормативные ссылки
  27. 3 Термины и определения
  28. 4 Сокращения
  29. 5 Общие положения
  30. 6 Классификация
  31. 7 Технические требования
  32. 7.1 Основные показатели и характеристики
  33. 7.2 Требования к составным частям систем измерений количества и показателей качества нефти

Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН)

Назначение СИКН

Система предназначена для автоматизированного коммерческого учета товарной нефти прямым массово-динамическим методом, а так же для определения качественных показателей нефти при ведении документов, предназначенных для операций учета товарной нефти между Поставщиком и Потребителем на объектах нефтепереработки, а так же при проведении учетно-расчетных операций при транспортировке нефти и нефтепродуктов.

Состав системы

Технологическая часть

  • Блок измерения и регулирования:
    • блок измерения показателей качества (БИК);
    • блок измерительных линий (БИЛ);
    • узлы регулирования расхода и давления;
    • пробозаборное устройство (ПЗУ);
    • технологические и дренажные трубопроводы;
  • Блок стационарной турбопоршневой установки (ТПУ) или узел подключения передвижной ТПУ;
  • Блок фильтров (БФ).

Система сбора и обработки информации (СОИ)

  • Блок обработки информации:
    • щит информационно-вычислительного комплекса (ИВК);
    • щит автоматических защит и сигнализаций (АЗиС);
  • АРМ оператора, принтер.

Система управления элементами жизнеобеспечения

  • Щит силовой (отопление, освещение, пожарная сигнализация, вентиляция, система контроля загазованности и прочее).

Структурная схема СИКН

Функциональные возможности СИКН

Измерения и вычисления в автоматическом режиме

СИКН обеспечивает выполнение в автоматическом режиме следующих измерений и вычислений:

  • мгновенных значений:
    • массового расхода через ИЛ, СИКН;
    • объемного расхода через БИК;
    • плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 ºC и плюс 15 ºC;
    • перепада давления на фильтрах БФ;
    • температуры в ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;
    • давления ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;
    • объемной и массовой доли воды в нефти;
    • массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;
    • массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;
  • средневзвешенных значений за отчетный период:
    • массового расхода через ИЛ;
    • объемного расхода через БИК;
    • плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 ºC и плюс 15 ºC;
    • температуры в ИЛ, СИКН, БИК;
    • давления ИЛ, СИКН, БИК;
    • объемной и массовой доли воды в нефти;
  • накопленных значений за отчетный период:
    • массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;
    • массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом.

Автоматизированное управление

СИКН поддерживает автоматизированное управление:

  • заданного расхода через БИК;
  • заданного расхода через каждую ИЛ.

СИКН обеспечивает

  • автоматический отбор объединенной пробы пропорционально объему перекачиваемой нефти или пропорционально времени, ручной отбор точечной пробы;
  • автоматизированное выполнение режима контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода (ПР) по контрольной линии без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов контроля метрологических характеристик (КМХ);
  • автоматизированное выполнение режимов поверки и контроля метрологических характеристик ПР при помощи поверочной установки без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов поверки и КМХ;
  • контроль метрологических характеристик и поверка рабочего и резервно-контрольного преобразователя расхода по передвижной ТПУ;
  • гарантированное перекрытие потока и наличие устройства контроля протечки (местное) запорной арматуры, протечки которой могут оказать влияние на достоверность поверки и КМХ;
  • контроль перепада давления на фильтрах (местный и дистанционный);
  • автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений параметров:
    • расхода по каждой ИЛ, БИК;
    • плотности нефти;
    • свободного газа в нефти;
    • давления и температуры в ИЛ, БИК, ПУ;
    • перепада давления на фильтрах;
    • содержание объемной доли воды в нефти;
  • индикацию и автоматическое обновление данных измерений массы и массового расхода по каждой ИЛ и СИКН в целом, значений давления по БИЛ и значение расхода, температуры и давления нефти в БИК, плотности нефти, содержания воды с выводом на дисплей;
  • определение массы нетто с использованием значений составляющих балласта, полученных в аналитической лаборатории с использованием результатов измерений поточного влагомера (если масса нетто не определена в автоматическом режиме);
  • регистрацию результатов измерений, их хранение не менее одного года и передачу в систему телемеханики;
  • автоматическое (программное) и ручное управление автоматическим пробоотборником;
  • ручной ввод значений плотности, температуры и давления при отказе датчиков или их отсутствии;
  • хранение введенных в память СОИ постоянных величин при отключении электроэнергии;
  • возможность пломбирования органов управления, с помощью которых можно воздействовать на результаты измерений;
  • управление запорной арматурой, поверочной установкой;
  • поверка рабочего преобразователя расхода по контрольно-резервному;
  • формирование отчетов журналов показаний средств измерений, актов приема-сдачи нефти, паспорта качества нефти и других необходимых документов по учету нефти за заданный интервал времени и по партиям нефти в автоматическом режиме и по запросу в соответствии с рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением СИКН;
  • автоматический учет и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов).

Особенности

Гибкость

По требованиям Заказчика СИКН может иметь исполнение на открытой площадке или в блок-контейнере(ах) нашего производства.

Пример открытого исполнения — Основой является рамочная конструкция для установки как на открытой площадке, так и в помещении Пример закрытого исполнения — Конструкция выполнена в контейнерном исполнении с теплоизоляцией (панели «Сэндвич»)

При изготовлении в блок-контейнере обеспечивается защита приборов КИПиА от внешних воздействий, что позволяет использовать менее дорогие модели оборудования. Так же из опыта производства оборудования компании на базе блок-контейнеров важно отметить что данный вариант исполнения обеспечивает снижение затрат и сроков отводимых на капитальное строительство.

Блок-контейнер комплектуется взрывозащищенными освещением, обогревателями, вентиляторами, системой контроля загазованности и пожарной сигнализации.

При установке АРМ-оператора в блок-контейнере, по желанию Заказчика, производится комплектация освещением, кондиционером, отоплением, мебелью, комнатой отдыха персонала и тамбуром.

Удобство эксплуатации

Все оборудование, участвующее в измерениях основных параметров связано по полевой шине, что позволяет помимо повышения точности измерений обеспечить оптимальные кабельные проводки удобные в последующей эксплуатации и обслуживании.

Надежность

Высокая надежность системы обеспечивается за счет применения высококачественного измерительного оборудования ведущих мировых производителей, а так же за счет резервирования серверов обеспечивающих расчет характеристик и хранение информации.

Функциональность

Входящие в состав системы устройства позволяют реализовать дополнительные режимы функционирования оборудования (имитация, тестирование, маскирование), защитить систему от несанкционированного доступа, осуществить контроль действия персонала по журналу событий.

Также преимуществом узла учета нефти является и прямое измерение массового расхода. В соответствии с действующими нормативными документами для товарно-коммерческих расчетов, приемосдаточные операции осуществляются в единицах массы. Кориолисовый расходомер выполняет прямое измерение массового расхода, что существенно снижает возможность внесения погрешностей дополнительными средствами измерения, чем грешат косвенные методы измерений, снижается вероятность метрологического отказа измерительной системы.

Компания «ЭлеСи» предлагает широкий спектр услуг по проектированию, изготовлению, поставке, вводу в эксплуатацию и сервисному обслуживанию СИКН, а также по обучению персонала Заказчика.

Источник

Блок измерений показателей качества нефти (БИК)

для автоматизированного и ручного отбора пробы нефти;

для измерения и контроля физико-химических показателей;

для выдачи информации о плотности, влагосодержании, вязкости, давлении и температуре перекачиваемой нефти.

БИК в соответствии с международными стандартами:

Нефть в БИК должна отбираться через пробозаборное устройство.

Значение расхода нефти через пробозаборное устройство должно соответствовать международным стандартам. Расход нефти через поточные преобразователи (плотности, вязкости, влагосодержания) должен соответствовать требованиями эксплуатационной документации на данные преобразователи.

Расчет, подтверждающий обеспечение требуемого значения расхода через БИК, должен быть приведен в проектной документации.

БИК должен изготавливаться в заводских условиях и размещаться в помещении с температурой от +15 0 C до +35 0 C. Допускается размещение БИК в общем помещении с БИЛ.

Инженерные системы помещения должны обеспечивать заданные в ТЗ условия работы БИК и безопасность его эксплуатации.

В БИК должны быть установлены:

поточные преобразователи плотности;

поточный преобразователь влагосодержания;

при необходимости поточные преобразователи вязкости (допускается не включать преобразователи вязкости в состав БИК в случае применения ПР, на погрешность которых не влияет изменение вязкости);

преобразователь температуры и термокарман для термометра;

преобразователь давления и манометр;

автоматические пробоотборники в соответствии с международными стандартами, обеспечивающие отбор проб по заданной программе, с герметичными контейнерами вместимостью не менее трех литров (рабочий и резервный);

устройство для ручного отбора точечных проб в соответствии с международными стандартами;

циркуляционный насос, обеспечивающие требуемый расход нефти через БИК (в случае насосной схемы);

при необходимости регулятор расхода нефти через БИК;

при необходимости система промывки поточных преобразователей;

при необходимости фильтры (рабочий и резервный).

В состав БИК могут включаться дополнительные СИ показателей качества нефти (анализаторы содержания соли, серы, влаги, хлористых солей, механических примесей, парафина, сероводорода, метил- и этил- меркаптанов, свободного газа, насыщенных паров, вискозиметры и другие СИ для контроля показателей в соответствии с НД).

При измерении массы нефти прямым динамическим методом допускается не включать поточный плотномер в состав БИК, при этом следует предусмотреть место подключения преобразователя плотности для проведения поверки и контроля MX преобразователей массового расхода.

Инженерные системы помещения БИК должны обеспечивать:

искусственное освещение с освещенностью не менее 100 люкс;

автоматическое регулирование температуры в помещении в заданных пределах;

естественную вытяжную вентиляцию по полному объему помещения;

механическую вытяжную вентиляцию периодического действия с восьмикратным воздухообменом в час по полному объему помещения, включаемую автоматически (при достижении загазованности в объеме 20 % от НПВ) и вручную с кнопочного поста, размещенного снаружи у входа в помещение;

автоматическое отключение всех электропотребителей (кроме вентилятора) при достижении загазованности в объеме 40 % от НПВ для магистральных и 50 % для промысловых нефтепроводов;

контроль загазованности и пожара с соответствующей световой и звуковой сигнализацией снаружи у входа в помещение и на сигнальном табло в операторной.

В БИК должны быть предусмотрены:

узел для подсоединения пикнометрической установки на ветви преобразователя плотности;

место для выполнения измерений плотности нефти ареометром.

Дренажная система должна быть закрытой. В верхних точках технологической обвязки должны быть предусмотрены шаровые краны-воздушники.

В технологической обвязке поточных преобразователей и оборудования БИК следует применять полнопроходные шаровые краны.

Источник

Блок измерений показателей качества нефти и газа БИК

Блок измерения показателей качества нефтепродуктов и газа БИК служит для измерения качественных характеристик рабочей среды. Входи в состав узлов оперативного или коммерческого учета, систем измерений количества и показателей качества нефти, а также может поставляться отдельно.

Функции блока измерений показателей качества

  • измерение свойств нефтепродуктов или газа: плотности, кинематической и динамической вязкости, давления, температуры, содержания влаги и серы, перепада давления
  • измерения расхода нефтепродуктов, проходящих через БИК
  • автоматическая передача измерений на систему обработки информации для дальнейшего анализа, архивирования и получения оперативных и коммерческих отчетов
  • оперативный контроль за режимами работы узлов учета

Устройство и принцип работы блока измерения показателей качества нефти и газа

Конструктивно блоки поставляются на место эксплуатации в максимальной заводской готовности. В зависимости от условий на объекте все оборудование может монтироваться на металлическую раму-основу (для установки в закрытом отапливаемом помещении) или размещаться внутри отапливаемого блок-модуля. Модульное исполнение позволяет монтировать блок на открытом пространстве. Благодаря системе отопления и стенкам с теплоизоляцией температура внутри блок-бокса поддерживается на уровне не ниже +5ºС. Автоматическая система оповещения, установленная внутри блок-модуля, контролирует возможность затопления помещения, протечки дренажной системы, степень загазованности, температуру внутри, а также возникновение пожара.

Сам блок измерений устанавливается на байпасном трубопроводе: только часть нефтяного потока узла/системы учета проходит через него. Забор части потока из основного трубопровода осуществляется при помощи циркуляционного насоса.

На входном коллекторе устанавливается фильтр, способствующий точному измерению параметров и защищающий измерительные приборы от засорения. Входящий в состав автоматический пробоотборник отбирает точечную пробу в заданные промежутки времени. В качестве дублирующего пробоотборника устанавливается ручное устройство забора пробы нефтепродукта.

Блок измерения показателей качества нефтепродуктов комплектуется различными средствами измерения характеристик рабочей жидкости в зависимости от перечня необходимых измерений. Кроме этого, осуществляется количественное измерение потока нефтепродукта, проходящего через блок с регистрацией давления.

Состав* блока измерения показателей качества нефти БИК

  • циркуляционный насос (-ы)
  • пробоотборники вместе с накопительными емкостями
  • регулятор расхода
  • поточные преобразователи: серомер, плотномер, вискозиметр для определения вязкости, влагометр, устройство измерения объема свободного газа в нефти
  • датчики давления и температуры
  • манометр, термометр
  • звуковые индикаторы-сигнализаторы давления и температуры внутри блок-модуля в возможностью дистанционной передачи данных
  • технологическая трубопроводная обвязка с закрытой дренажной системой
  • фильтр очистки
  • трубопровод подключения к пикнометрической установке для поверки и калибровки поточных измерительных приборов (преобразователей)
  • запорная арматура на входном и выходном коллекторе с ручным и автоматическим управлением
  • система промывки измерительных приборов

* состав может отличаться в зависимости от конкретных условий на объекте

Каждая единица оборудования может дублироваться, что позволяет производить их обслуживание или ремонт без остановки рабочего процесса.

Схема блока измерения показателей качества нефти

1-нефть от пробозаборного устройства
2-запорная арматура
3-ручной пробоотборник
4-автоматический пробоотборник
5-термостатический цилиндр для ареометра
6-датчики давления и температуры
7-поточный датчик плотности
8-место подключения пикнометра
9-вискозиметр
10-поточный влагомер
11-индикатор расхода
12-нефть в выходной коллектор

Технические характеристики блоков измерений показателей качества нефти БИК

Параметры Значения
Расход нефти, м 3 /ч 2-18
Рабочее давление, МПа 1,6; 2,5; 4,0; 6,3
Плотность рабочей жидкости, кг/м 3 680-1010
Кинематическая вязкость, мм 2 /с 1,5-150
Температура рабочей среды, °С -15. +40
Массовая доля серы, %, не более 5
Массовая доля парафина, %, не более 6
Содержание влаги, % объемных, не более 11
Содержание свободного газа не допускается
Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05
Размер механических примесей после фильтра тонкой очистки, мм, не более 2
Температура окружающей среды, °С -60. +40
Сейсмичность, баллы до 9

Как купить блок измерений качества нефти и газа БИК в Вашем городе?

Для того, чтобы узнать стоимость и срок доставки до места эксплуатации на Заводе ГазСинтез Ⓡ , Вы можете:

  • связаться с нами по бесплатной телефонной линии 8-800-555-4784
  • написать на электронную почту
  • воспользоваться формой «Запрос на оборудование»

Источник

Блок измерения показателей качества нефти бик

ГОСТ Р 55610-2013

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ

Общие технические условия

Oil measuring systems. General specifications

Дата введения 2015-07-07*

______________
* По данным официального сайта Росстандарт
Дата введения 2015-07-01. — Примечание изготовителя базы данных.

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов» (ООО «НИИ ТНН»)

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, Техническим комитетом по стандартизации ТК 24 «Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. N 1002-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии по стандартизации сети Интернет (gost.ru)

1 Область применения

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на вновь строящиеся и реконструируемые системы измерений количества и показателей качества нефти.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.106-96 Единая система конструкторской документации. Текстовые документы

ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

ГОСТ 8.510-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.018-93 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление

ГОСТ 12.2.020-76 Система стандартов безопасности труда. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка

ГОСТ 12.2.049-80 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие эргономические требования

ГОСТ 15.005-86 Система разработки и постановки продукции на производство. Создание изделий единичного и мелкосерийного производства, собираемых на месте эксплуатации

ГОСТ 27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки

ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP)

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 23170-78 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования

ГОСТ 26828-86 Изделия машиностроения и приборостроения. Маркировка

ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 54149-2010 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ Р 54808-2011 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с указанием всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 блок измерений показателей качества нефти (unit of measurement of quality of oil): Часть системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из измерительных преобразователей, измерительных приборов, технологического оборудования, предназначенная для отбора проб и измерений показателей качества нефти.

3.2 блок измерительных линий (unit of measuring lines): Часть системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из входного и выходного коллекторов, коллектора к поверочной установке, измерительных линий и дренажной системы.

3.3 измерительная линия (measuring line): Часть системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из преобразователя расхода в комплекте со струевыпрямительной секцией (по техническому заданию на проектирование), кармана для термометра, преобразователей давления и температуры, манометра и термометра, запорной и регулирующей (по техническому заданию на проектирование) арматуры, фильтра (в случае если не предусмотрен отдельный блок фильтров).

3.4 контрольно-резервная измерительная линия (control and reserve measuring line): Измерительная линия, предназначенная для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода в период между поверками, а также для включения в работу в качестве резервной измерительной линии.

3.5 рабочая измерительная линия (working measuring line): Измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти.

3.6 резервная измерительная линия (reserve measuring line): Измерительная линия, находящаяся в ненагруженном резерве, которая в любой момент времени может быть включена в работу.

3.7 система измерений количества и показателей качества нефти (petroleum quantity and parameters of quality measurements systems): Совокупность функционально объединенных средств измерений, системы обработки информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для прямых или косвенных динамических измерений массы и показателей качества нефти.

3.8 система обработки информации (system of information processing): Вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

3.9 стандартные условия (standard conditions): Условия, соответствующие температуре нефти 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.10 техническая документация (technical documentation): Совокупность документов, необходимая и достаточная для непосредственного использования на каждой стадии жизненного цикла продукции.

3.11 эталонная измерительная линия (standard measuring line): Измерительная линия, оснащенная эталонным преобразователем расхода и предназначенная для поверки или контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АРМ — автоматизированное рабочее место;

БИК — блок измерений показателей качества нефти;

БИЛ — блок измерительных линий;

ЗИП — запасные части, инструменты, принадлежности и материалы;

ИЛ — измерительная линия;

КМХ — контроль метрологических характеристик;

ПЗУ — пробозаборное устройство;

ПП — преобразователь плотности;

ПР — преобразователь расхода;

ПУ — поверочная установка;

СИ — средство измерений;

СИКН — система измерений количества и показателей качества нефти;

СОИ — система обработки информации;

ТЗ — техническое задание;

ТПУ — трубопоршневая поверочная установка;

УОСГ — устройство определения свободного газа;

УРД — узел регулирования давления.

5 Общие положения

5.1 СИКН изготавливаются в соответствии с ТЗ на проектирование СИКН.

5.2 Должна проводиться метрологическая экспертиза:

а) ТЗ на проектирование СИКН;

б) проектной документации.

Примечания

1 Метрологическую экспертизу проводят аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели.

2 Юридические лица и индивидуальные предприниматели, проводящие метрологическую экспертизу вышеуказанных документов, вправе затребовать дополнительные материалы.

5.3 Тип СИКН, предназначенных для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, подлежит обязательному утверждению.

5.4 СИ, входящие в состав СИКН, предназначенных для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны быть утвержденного типа.

5.5 СИКН и СИ, входящие в состав СИКН, предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта подлежат первичной поверке, а в процессе эксплуатации — периодической поверке.

6 Классификация

6.1 По методу измерений СИКН классифицируются на:

а) СИКН, реализующие косвенный метод динамических измерений массы нефти;

б) СИКН, реализующие прямой метод динамических измерений массы нефти.

6.2 По цели применения СИКН классифицируются на:

а) коммерческие, т.е. применяемые в товарно-коммерческих операциях с нефтью;

б) оперативные, т.е. применяемые в оперативном, ведомственном учете нефти.

7 Технические требования

7.1 Основные показатели и характеристики

7.1.1 Показатели назначения

7.1.1.1 СИКН представляет собой измерительную систему, предназначенную для прямых или косвенных динамических измерений массы и показателей качества нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858.

7.1.1.2 Задачи СИКН, реализующих прямой метод динамических измерений:

а) измерение массы брутто нефти ПР по каждой ИЛ;

б) вычисление массы брутто и нетто нефти по СИКН в целом;

в) измерение давления и температуры нефти преобразователями давления и температуры.

7.1.1.3 Задачи СИКН, реализующих косвенный метод динамических измерений:

а) измерение объема нефти ПР;

б) измерение плотности нефти в БИК поточными ПП;

в) измерение давления и температуры нефти преобразователями давления и температуры;

г) вычисление массы брутто нефти по каждой ИЛ по результатам измерений:

1) объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти в БИК, приведенных к стандартным условиям,

2) объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти в БИК, приведенной к условиям измерений объема;

д) вычисление массы брутто и нетто нефти по СИКН в целом.

7.1.1.4 Функции СИКН:

а) дистанционное и местное управление запорной арматурой ИЛ (включение в работу, выключение из работы ИЛ);

б) поддержание минимально допустимого давления в ИЛ (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

в) управление расходом нефти через БИК;

г) автоматический отбор объединенной пробы:

1) пропорционально объему транспортируемой нефти,

2) пропорционально времени транспортирования нефти;

д) ручной отбор точечной пробы;

е) автоматизированное и ручное выполнение поверки и КМХ поточных СИ без нарушения работы СИКН. Автоматическое формирование и печать протоколов поверки и КМХ;

ж) дистанционный и местный контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при поверке и КМХ, а также в основной технологической схеме СИКН, оказывающей влияние на точность измерений количества нефти;

и) автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений параметров:

1) объемный и массовый расход нефти по каждой ИЛ и в БИК,

2) объемный и массовый расход нефти по СИКН в целом,

3) вязкость нефти (динамической и кинематической) (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

4) объемная и массовая доли воды в нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

5) массовая доля серы в нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

6) содержание свободного газа (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

7) плотность нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

8) температура нефти по каждой ИЛ и в БИК,

9) давление нефти по каждой ИЛ и в БИК,

10) перепад давления нефти на фильтрах,

11) давление нефти во входном и выходном коллекторах;

к) индикация и автоматическое обновление данных измерений массы, объема, расхода по каждой ИЛ и СИКН в целом, показателей качества нефти;

л) регистрация результатов измерений и вычислений, их хранение и передача в системы верхнего уровня;

м) формирование в автоматическом режиме отчетов за заданный интервал времени и приемосдаточных документов. Формирование по запросу текущих отчетов, актов приема-сдачи и паспортов качества нефти. Отображение и печать отчетов;

н) учет и формирование журнала событий СИКН (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов).

7.1.1.5 Для СИКН, расположенных перед резервуарным парком, давление на выходе из СИКН, определяемое расчетным путем, должно обеспечивать прием нефти в резервуары с учетом гидравлических потерь. При размещении СИКН между подпорной и основной насосной должно быть обеспечено требуемое давление на приеме основной насосной при всех режимах работы.

7.1.1.6 Суммарные гидравлические потери на СИКН при максимальном расходе должны определяться ТЗ на проектирование СИКН.

Примечание — Рекомендуемые суммарные гидравлические потери на СИКН при максимальном расходе:

1) в рабочем режиме не более 0,2 МПа;

2) в режиме поверки не более 0,4 МПа.

7.1.1.7 Массу нефти вычисляют по ГОСТ Р 8.595.

7.1.1.8 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением СИКН, реализующих прямой и косвенный методы динамических измерений, — ±0,25%.

7.1.1.9 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН, реализующих прямой и косвенный методы динамических измерений, — ±0,35%.

7.1.1.10 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, реализующих косвенный метод динамических измерений, приведены в приложении А.

7.1.1.11 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, реализующих прямой метод динамических измерений, приведены в приложении Б.

7.1.12* Характеристики и параметры СИКН, СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, должны быть выражены в единицах величин по ГОСТ 8.417.
_________________
* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

7.1.2 Конструктивные требования

7.1.2.1 СИКН должны проектироваться из взаимозаменяемых СИ и оборудования, входящих в состав функциональных блоков.

7.1.2.2 Каждый модуль и узел в сборе должен иметь крепления для строповых устройств.

7.1.2.3 Должна быть предусмотрена защита СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, исключающая возможность их несанкционированной настройки.

7.1.2.4 Конструкция СИКН должна обеспечивать возможность проведения КМХ СИ, поверки, обслуживания и ремонта СИ и оборудования, не подвергая персонал опасности, в условиях, предусмотренных изготовителем.

7.1.2.5 Конструкция СИКН, СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, должна обеспечивать нанесение информационных и предупреждающих надписей, знаков и обозначений в местах, доступных для просмотра.

7.1.2.6 БИК должен располагаться в помещении здания (сооружения) с контролем доступа, блок-боксе с контролем доступа, шкафу с контролем доступа.

7.1.3 Требования к электромагнитной совместимости

7.1.3.1 Электрооборудование, входящее в состав СИКН, должно быть устойчивым к воздействию внешних помех.

7.1.3.2 Степень устойчивости к воздействию внешних помех должна соответствовать стандартам на электрооборудование, ТЗ на проектирование СИКН и обеспечивать функционирование СИКН в условиях, установленных в настоящем стандарте.

7.1.4 Требования надежности

7.1.4.1 Срок службы СИКН в условиях и режимах эксплуатации, установленных настоящим стандартом, должен составлять не менее 8 лет.

7.1.4.2 Допускается применение СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, со сроком службы менее 8 лет с ремонтом или заменой при эксплуатации СИКН.

7.1.4.3 Другие показатели надежности, при необходимости, должны устанавливаться в ТЗ на проектирование СИКН в соответствии с ГОСТ 27.003.

7.1.4.4 СИКН должны быть восстанавливаемыми и сохранять свои характеристики в течение всего срока службы.

7.1.5 Требования стойкости к внешним воздействиям

7.1.5.1 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, должны быть изготовлены в климатических исполнениях согласно ГОСТ 15150.

7.1.5.2 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, должны быть устойчивыми (защищены) к воздействию температуры, влажности окружающего воздуха, атмосферного давления, вибраций, ударов и должны сохранять характеристики в пределах норм, установленных в настоящем стандарте и ТЗ на проектирование СИКН, во время воздействия на них влияющих величин в рабочих условиях применения.

7.1.6 Требования эргономики

7.1.6.1 СИКН должны проектироваться и изготавливаться по эргономическим требованиям, установленным в ТЗ на проектирование СИКН, позволяющим снижать влияние дискомфорта, усталости, утомляемости и психологического напряжения обслуживающего персонала.

7.1.6.2 Эргономические требования к конструкции СИКН должны устанавливать ее соответствие антропометрическим, физиологическим, психофизиологическим и психологическим свойствам человека и обусловленным этими свойствами гигиеническим требованиям в соответствии с ГОСТ 12.2.049.

7.1.7 Требования (рекомендации) по экономному использованию сырья, материалов, топлива, энергии

СИКН должны проектироваться и изготавливаться с учетом соблюдения показателей энергосбережения и энергетической эффективности, установленных в стандартах и ТЗ на проектирование СИКН.

7.1.8 Требования транспортабельности

Для обеспечения свободной транспортировки, погрузки и выгрузки габаритные размеры и масса упакованных СИКН, СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, должны устанавливаться с учетом размеров грузовых люков, площадок транспортных средств и габаритов погрузки, а также правил и требований к размещению и перевозке грузов, установленных на транспорте соответствующего вида.

7.2 Требования к составным частям систем измерений количества и показателей качества нефти

7.2.1 Требования к составу СИКН

Состав СИКН определяется ТЗ на проектирование СИКН. В общем случае СИКН включает в себя:

а) блок фильтров (при отсутствии фильтров в БИЛ);

е) ПУ (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

ж) технологические трубопроводы с запорной арматурой;

и) вспомогательное оборудование;

к) систему автоматизации СИКН;

л) систему распределения электроэнергии (определяется ТЗ на проектирование СИКН).

7.2.2 Блок фильтров

7.2.2.1 Блок фильтров должен состоять не менее чем из двух фильтров.

7.2.2.2 Фильтры укомплектовывают съемными крышками или самоочищающимися фильтрующими элементами (определяется ТЗ на проектирование СИКН), кранами-воздушниками, дренажными кранами, манометрами или дифференциальными манометрами (определяется ТЗ на проектирование СИКН) и преобразователем разности давления.

7.2.2.3 Блок фильтров или фильтры, устанавливаемые на ИЛ, должны обеспечивать требуемую производителем ПР степень фильтрации.

7.2.2.4 Каждый фильтр блока фильтров должен обеспечивать производительность работы СИКН в рабочем диапазоне расхода (фильтр, входящий в состав ИЛ, обеспечивает производительность работы ПР в рабочем диапазоне расхода ИЛ).

7.2.2.5 Блок фильтров должен быть оснащен дренажной системой.

7.2.3 Блок измерительных линий

7.2.3.1 Состав БИЛ:

а) входной и выходной коллекторы;

б) коллектор к ПУ;

в) ИЛ (рабочие, резервные, контрольно-резервная или эталонная).

7.2.3.2 Пропускная способность определяется количеством ИЛ, рассчитываемым в соответствии с приложением В.

7.2.3.3 На коллекторах БИЛ устанавливают:

а) на входном коллекторе:

2) преобразователь давления;

б) на выходном коллекторе:

2) преобразователь температуры в комплекте с термокарманом при применении ПР (массовых) (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

3) термометр с термокарманом и с защитной гильзой при применении ПР (массовых) (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

4) преобразователь давления.

7.2.3.4 Контрольно-резервная ИЛ включается в работу по последовательно-параллельной схеме с рабочими ИЛ [для работы в контрольном режиме (для проведения КМХ) — последовательно, для работы в резервном режиме (при проведении измерений) — параллельно]. Резервная ИЛ включается в работу параллельно рабочим ИЛ. Эталонная ИЛ включается в работу последовательно с рабочими, резервными ИЛ.

7.2.3.5 В состав ИЛ входят:

а) запорная арматура на входе ИЛ (для контрольно-резервной ИЛ — запорная арматура с дистанционным и местным контролем герметичности);

б) фильтр со съемной крышкой, краном отвода газовоздушной смеси, дренажным краном (при отсутствии блока фильтров);

в) преобразователь дифференциального давления на фильтре с дистанционной и местной индикацией (при наличии фильтра);

г) ПР в комплекте со струевыпрямительной секцией (определяется ТЗ на проектирование СИКН в соответствии с технической документацией на ПР) и/или прямыми участками до и после ПР;

д) запорная арматура с дистанционным и местным контролем герметичности на выходе ИЛ и на отводах от ИЛ к коллектору ПУ;

е) преобразователь температуры при применении ПР (объемных) (после прямолинейного участка за ПР);

ж) термометр с термокарманом и с защитной гильзой при применении ПР (объемных) (после прямолинейного участка за ПР);

и) манометры (до и после фильтра, после прямолинейного участка за ПР);

к) преобразователь давления (после прямолинейного участка за ПР);

л) регулятор расхода с электроприводом на выходе ИЛ (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

м) дренажные краны в нижних точках ИЛ.

7.2.4 Блок измерений показателей качества нефти

7.2.4.1 Состав БИК:

а) ПП нефти (основной и резервный), расположенные по схеме, обеспечивающей возможность извлечения каждого из них без остановки БИК (при прямом методе динамических измерений массы нефти необходимость ПП определяется ТЗ на проектирование СИКН);

б) преобразователи влагосодержания в нефти (рабочий и резервный) (определяется ТЗ на проектирование СИКН), расположенные по схеме, обеспечивающей возможность извлечения каждого из них без остановки БИК;

в) преобразователи вязкости (рабочий и резервный) (определяется ТЗ на проектирование СИКН), расположенные по схеме, обеспечивающей возможность извлечения каждого из них без остановки БИК;

г) преобразователи серосодержания в нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

д) преобразователи температуры в комплекте с термокарманами;

е) термометры с термокарманами и с защитной гильзой;

ж) преобразователи давления;

к) автоматические пробоотборники (рабочий и резервный) с герметичными контейнерами, обеспечивающие отбор проб по заданной программе и в соответствии с ГОСТ 2517. Контейнеры обеспечиваются местным и/или дистанционным контролем наполнения (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

л) устройство для ручного отбора точечных проб в соответствии с ГОСТ 2517;

м) циркуляционные насосы (рабочий и резервный) с частотно-регулируемыми приводами, обеспечивающими автоматическое регулирование расхода нефти через БИК (при насосной схеме БИК);

н) расходомер с дистанционной и местной индикацией (наличие местной индикации определяется ТЗ на проектирование СИКН);

п) система промывки преобразователей показателей качества нефти в составе:

1) электронасосного агрегата,

2) емкости для промывочной жидкости,

3) системы трубопроводов с запорной арматурой;

р) фильтры (рабочий и резервный) (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

с) запорная арматура на входе и выходе БИК для оперативного и аварийного отключения БИК;

т) места для подключения пикнометров или эталонных ПП, эталонных преобразователей вязкости и УОСГ;

у) место для измерения плотности нефти ареометром (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

ф) устройство контроля протечек на дренажном коллекторе (при подключении БИК после ИЛ) (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

х) термостатирующий цилиндр (определяется ТЗ на проектирование СИКН).

7.2.4.2 В технологической обвязке БИК рекомендуется применять шаровые краны, а в верхних точках — шаровые краны-воздушники.

7.2.4.3 Отбор нефти в БИК должен осуществляться с входного или выходного коллектора БИЛ или из подводящего (отводящего) технологического трубопровода, расположенного в непосредственной близости от БИЛ.

7.2.4.4 БИК выполняют по насосной или безнасосной схеме.

7.2.4.5 Безнасосная схема применяется в случае возможности возврата нефти в технологический трубопровод с меньшим давлением без нарушения учета нефти. При безнасосной схеме в БИК дополнительно устанавливается регулятор расхода.

7.2.4.6 БИК должен быть подключен к дренажной системе с возможностью ее промывки или пропарки.

7.2.5 Узел регулирования давления

7.2.5.1 УРД предусматривается в составе технологического комплекса СИКН для поддержания избыточного давления на выходе СИКН не ниже рассчитанного значения.

7.2.5.2 УРД должен размещаться на выходе СИКН.

7.2.5.3 УРД должен состоять из двух регуляторов с электроприводом. УРД должен обеспечивать бескавитационный режим работы ПР.

7.2.5.4 Параметры регуляторов определяются исходя из обеспечения работы СИКН на максимальном и минимальном расходе при отключении одного из регуляторов, а также на основании гидравлических расчетов и расчетов потерь давления.

7.2.5.5 Значение избыточного давления в трубопроводе , МПа, после ПР должно быть не менее значения, рассчитанного по формуле

где — давление насыщенных паров, МПа (определяется в соответствии с документом на методику измерений);

— перепад давления на ПР, МПа (определяется по технической документации на ПР).

Примечание — При отличии формулы в технической документации на ПР для расчета значения избыточного давления в трубопроводе от приведенной, допускается проводить расчет по технической документации.

7.2.6 Пробозаборное устройство

7.2.6.1 Отбор нефти в БИК должен осуществляться с помощью ПЗУ, выполненного в соответствии с ГОСТ 2517 (место установки ПЗУ определяется ТЗ на проектирование СИКН).

7.2.6.2 Трубопровод от ПЗУ до БИК и от БИК до точки врезки возвратного трубопровода должен иметь теплоизоляцию (за исключением случаев, когда ПЗУ и БИК находятся в одном или смежных отапливаемых помещениях).

7.2.6.3 ПЗУ необходимо устанавливать с лубрикатором (определяется ТЗ на проектирование СИКН) для обеспечения возможности извлечения ПЗУ без остановки работы нефтепровода.

7.2.7 Поверочная установка

7.2.7.1 СИКН или группу СИКН, размещенных на одной площадке, рекомендуется оснащать ПУ.

7.2.7.2 В качестве ПУ применяются:

в) установка с эталонным (и) ПР.

7.2.7.3 Тип ПУ, а также условия ее размещения должны определяться ТЗ на проектирование СИКН.

7.2.7.4 Площадка, на которой размещается ПУ, должна обеспечивать возможность ее обслуживания в соответствии с технической документацией.

7.2.7.5 ПУ должна оснащаться устройством дистанционного и/или местного контроля протечек на запорном устройстве ТПУ

7.2.7.6 Диапазон расходов ПУ должен соответствовать рабочему диапазону расхода ПР, установленных в БИЛ.

7.2.7.7 Максимальное рабочее давление ПУ должно соответствовать максимальному рабочему давлению СИКН.

7.2.7.8 ПУ должна быть подключена к дренажной системе и системе промывки (при их наличии).

7.2.7.9 ТПУ должна иметь теплоизоляцию калиброванного участка (за исключением случаев ее размещения в отапливаемом помещении).

7.2.7.10 Метрологические характеристики ПУ должны соответствовать ГОСТ 8.510.

7.2.8 Технологические трубопроводы

7.2.8.1 Трубы для технологических трубопроводов должны выбираться по стандартам и технической документации с учетом условий эксплуатации.

7.2.8.2 Диаметры коллекторов, диаметры и количество ИЛ, диаметры и длины трубопроводов технологических обвязок следует выбирать с учетом гидравлических потерь при максимальной производительности СИКН.

7.2.8.3 Технологический трубопровод СИКН должен быть оснащен узлом подключения ПУ.

7.2.8.4 Технологическая обвязка БИЛ и БИК должна обеспечивать возможность отключения, демонтажа поточных СИ без нарушения работы СИКН.

7.2.8.5 Поточные СИ при демонтаже должны замещаться катушками.

7.2.8.6 Запорную арматуру с номинальным диаметром более DN 150 рекомендуется оснащать электроприводами.

7.2.8.7 Класс герметичности запорной арматуры — А по ГОСТ Р 54808.

7.2.8.8 Запорная арматура, протечки в узле затвора которой могут оказать влияние на достоверность учетных операций, результаты поверки и КМХ ПР, должна быть с устройством контроля протечек (дистанционным и местным). Количество и место установки запорной арматуры должны определяться технологической схемой СИКН.

7.2.8.9 Надземные технологические трубопроводы должны защищаться от коррозии атмосферостойкими лакокрасочными покрытиями.

7.2.8.10 Подземные технологические трубопроводы должны защищаться от коррозии антикоррозионными покрытиями.

7.2.8.11 Для изоляции сварных стыков подземных технологических трубопроводов должны применяться покрытия на основе термоусаживающихся полимерных лент.

7.2.8.12 По всей протяженности трубопроводов дренажа и сбора утечек должен быть обеспечен постоянный уклон в сторону дренажной емкости (резервуара) не менее 0,002 и исключены местные провисы для обеспечения полного освобождения трубопроводов и оборудования от нефти.

7.2.9 Вспомогательное оборудование

7.2.9.1 В состав вспомогательного оборудования СИКН включается:

а) дренажная система, включающая общую или две раздельные дренажные емкости для учтенной и неучтенной нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН) с погружными насосами откачки и сигнализаторами максимального уровня нефти;

б) фильтры-грязеуловители на входе СИКН (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

в) индикатор фазового состояния (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

г) иное оборудование в соответствии с ТЗ на проектирование СИКН.

7.2.9.2 В системе дренажа (или дренажных кранах) должен быть обеспечен дистанционный и местный контроль протечек.

7.2.9.3 На площадках обслуживания БИЛ и ПУ должны быть предусмотрены грузоподъемные машины.

7.2.10 Система автоматизации СИКН

7.2.10.1 Система автоматизации СИКН должна обеспечивать контроль состояния и управление технологическим оборудованием СИКН, управление технологическим процессом, связь с другими системами автоматизации и информационными системами, сбор, обработку, передачу данных, регистрацию, архивирование, документирование и отображение информации о работе технологического оборудования СИКН в соответствии со стандартами на автоматизированные системы, ТЗ на проектирование СИКН.

7.2.10.2 Система автоматизации СИКН должна быть оснащена источником(ами) бесперебойного питания, обеспечивающими ее работу в течение не менее 2 ч после отключения электроэнергии, а также средствами сигнализации отсутствия основного питания.

7.2.10.3 Система автоматизации СИКН должна обеспечивать отображение и вывод на печать отчетных данных с числом цифр после запятой, указанным в таблице 7.1.

Источник

Поделиться с друзьями
Моя стройка
Adblock
detector