МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

_№ 2211_______

Москва

О внесении изменений в описание типа на систему измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино»

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346, и в связи с обращением АО «Нефтеавтоматика» от 13 октября 2020 г. № АО 01-06/4958 приказываю:

• 1. Утвердить новую редакцию описания типа на систему измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино», зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 75655-19, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузину) обеспечить внесение сведений в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель Руководителя

/"                        А

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

СВЕДЕНИЯ О Ш’ШФИКЛТЕ Jl I

Сертификат: 01С95С9А007САСВ9В24В5327С21ВВ4СЕ93 Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 23.11.2020 до 23.11.2021

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» декабря 2020 г. № 2211

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино»

Система измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино» (далее по тексту - СИКН) предназначена для измерений массы брутто нефти и вычислений массы нетто нефти.

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее по тексту - ПР). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

В БФ установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

• - два датчика давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.

На входном коллекторе установлены следующие СИ и технические средства:

• - датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - датчик температуры AUTROL модели ATT2100 (регистрационный № 70157-18);

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

• - манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

• - счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный 45115-16);

• - датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - датчик температуры AUTROL модели ATT2100 (регистрационный № 70157-18);

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

• - манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).

На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:

• - датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - датчик температуры AUTROL модели ATT2100 (регистрационный № 70157-18);

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

• - манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).

БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

• - два преобразователя плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16);

• - два преобразователя плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);

• - два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);

• - анализатор серы модели ASOMA 682Т-НР-ЕХ (регистрационный № 50181-12);

• - расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);

• - датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - четыре датчика температуры AUTROL модели ATT2100 (регистрационный № 70157-18);

• - два пробоотборника автоматических «Стандарт-А»;

• - пробоотборник ручной «Стандарт-Р»;

• - цилиндр термостатирующий;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

• - манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР и поверки стационарной трубопоршневой поверочной установки по передвижной ПУ.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: три контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 64224-16), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора, оснащенные монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

• - автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

• - автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м³), вязкости (сСт), температуры (°С) и давления (МПа);

• - вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

• - поверку и КМХ ПР по стационарной или передвижной ПУ;

• - КМХ ПР, установленого на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;

• - поверку стационарной ПУ по передвижной ПУ;

• - автоматический отбор объединенной пробы нефти;

• - ручной отбор точечной пробы нефти;

• - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;

• - защита информации от несанкционированного доступа.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.

СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «CROPOS», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «CROPOS» относится файл «metrology.dll».

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1 и таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО программного комплекса «CROPOS»

Метрологические и технические характеристики

Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики

Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики

П Продолжение таблицы 4

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 5 - Комплектность средства измерений

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0335-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 28.03.2019 г.

Основные средства поверки:

• - рабочий эталон 2-го разряда (установка трубопоршневая) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1%;

• - средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методиках (методах) измерений представлены в документе МН 764-2018 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений системой количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино» с изменением №1, ФР.1.28.2019.33324.

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 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

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

ИНН: 0278005403

Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, 50-летия Октября ул., д. 24

Телефон: +7(347)292-79-10, 292-79-11, 279-88-99, 8-800-700-78-68

Факс: +7 (347) 228-80-98, 228-44-11

E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru

Web-сайт: www.nefteavtomatika.ru

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Телефон: +7 (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68

Факс: +7 (843) 567-20-10

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.