МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

20 сентября 2017 г.

Москва

О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 58690 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на 1111СН «Субханкулово» и внесении изменений в описание типа

' 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 Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее - Административный регламент) и в связи с обращением АО «Нефтеавтоматика» от 20 января 2017 г. № 01-06/287 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему измерений количества

и показателей качества нефти №  370 на ППСН «Субханкулово,

зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 60599-15, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 58690 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 60599-15, в связи с внесением изменений в методику поверки.

• 3. Управлению метрологии (Р.А.Родин), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузин)

обеспечить в соответствии ,_с А пминигтрятипыктк* р^г пяллптггом оформление свидетельства с описанием                              и выдачу его

vrtaurjTfa и         п naimViuurtrл лЛ1л/мо1_гтлаАлпЛтД                        *

метрологий.

Сертификат: 61DA1E000300E901C1ED Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 17.11.2016 до 17.11.2017

Г олубев

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «20» сентября 2017 г. №1975

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти №  370

на ППСН «Субханкулово»

Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ОАО АНК «Башнефть» и АО «Транснефть-Урал».

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

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 измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из четырех измерительных линий (ИЛ): три рабочие ИЛ и одна резервная ИЛ. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:

• - преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM DN 4" (далее - ТПР) с диапазоном измерений расхода от 30 до 300 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода ±0,15%;

• - преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности +0,5 %;

• - датчик давления Сапфир-22МТ с диапазоном измерений от 0 до 0,4 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности +2,5 % (для контроля перепада давления на фильтрах);

• - манометр показывающий для точных измерений МТИ с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и класса точности 0,6;

• - преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50 до плюс 150°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности + 0,2°С;

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 с диапазоном измерений от 0 до 55 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности +0,2°С.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

• - два насоса прокачки нефти через БИК (рабочий и резервный);

• - два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) с пределами измерений от 300 до 1100 кг/м³ и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,3 кг/м³;

• - два преобразователя вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности при преобразовании динамической вязкости: ±0,2 мПа-c в диапазоне от 0,5 до 10 мПа-с; ±1,0 % от полной шкалы диапазона в диапазоне от 10 до 100 мПа-с;

• - два влагомера поточных модели L (рабочий и резервный) с диапазоном измерений объемной доли воды от 0 % до 4 % и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности: ±0,05 % при измерениях объемной доли воды от 0 % до 2 %; ±0,1 % при измерениях объемной доли воды от 2 % до 4 %;

• - преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;

• - преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50 до плюс 150 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °C;

• - манометр показывающий для точных измерений МТИ с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и класса точности 0,6;

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 с диапазоном измерений от 0 до 55 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °C;

• - счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш с пределами допускаемой относительной погрешности ±5,0 %;

• - автоматический пробоотборник «Clif Моск» серии «С-22» (рабочий и резервный);

• - ручной пробоотборник «Стандарт - Р-50»;

• - два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М;

• - узел подключения пикнометрической установки и УОСГ.

Блок ПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных и состоит из:

• - установки трубопоршневой поверочной двунаправленная фирмы «Smith Meter Inc.», с диапазоном измеряемых расходов от 30 до 300 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 %;

• - двух преобразователей давления измерительных 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;

• - двух манометров показывающих для точных измерений МТИ с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и класса точности 0,6;

• - двух преобразователей измерительный 3144 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от 0 до 100 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °C;

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 с диапазоном измерений от 0 до 55 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °C.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных Floboss S600 с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы ±0,01 %, осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos») (основное и резервное) на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне расходов по измерительной линии и в целом по СИКН;

• - автоматическое измерение температуры, давления, плотности нефти и объемной доли воды в нефти;

• - автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти;

• - вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в испытательной лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

• - поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной или передвижной поверочной установке;

• - автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды;

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

ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». 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 ПО ПК «Cropos», выполняющее 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. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения №  01.00284-2010-031/04-2012

от 04.06.2012 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».

В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

• - разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;

• - ведением внутреннего журнала фиксации событий.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (рабочего и резервного)

Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0060-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово». Методика поверки», с изменением №1, утверждённому АО «Нефтеавтоматика» 15.12.2016 г.

Основные средства поверки:

• - поверочная установка 1 -го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

• - рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2-го разряда по ГОСТ 8.614-2013;

• - рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;

• - рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости не более ±0,5 %;

• - устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный № 39214-08);

• - калибратор температуры АТС-140В (регистрационный № 20262-07);

• - калибратор давления модульный MC2-R (регистрационный № 28899-05).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово», аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 12.12.2011 г.

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

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

ГОСТ 8.025-96 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вязкости жидкостей

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного в л агосо держания нефти и нефтепродуктов

Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика»

(ОАО «Нефтеавтоматика»)

ИНН 0278005403

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

Тел./факс +7 (347) 228-81-70

E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

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

Тел./факс: +7 (843) 295-30-47; 295-30-96

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Аттестат аккредитации ПАО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 09.10.2015 г.