МИНИСТЕРСТВО ПРО11ЫШЛЕННОСГИ и ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

ПРИКАЗ

Москва

О внесении изменений в сведения об утве^денном типе средства измерений

В соответствии с дминистративным регламентом по предоставлени Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346, п р и к а з ы в а ю:

• 1. Внести изменения в сведения об утвержденном типе средства измерений в части конструктивных изменений, не влияющих на его метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Утвердить измененное описание типа средства измерений, прилагаемое к настоящему приказу.

• 3. ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест» внести сведения об утвержденном типе средства измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.

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

  Заместитель руководителя

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

Сертификат: 7B1801563EA497F787EAF40A918A8D6F Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович Действителен: с 19.05.2025 до 12.08.2026

ч

Р Е Е

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от «05 »      ии._1_      2025 г. № 0^000

Сведения об утвержденном типе средства измерений, подлежащие изменению в части конструктивных изменений, не влияющих на метрологические характеристики средства измерений

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «05» июня 2025 г. № 1142

Регистрационный № 70118-18

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз»

Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и определения показателей качества нефти при учетных операциях между АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Муханово».

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры, давления и системы обработки информации.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы с заводским номером 01, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее -БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из двух рабочих и двух резервных измерительных линий.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб», установленное на входном коллекторе БИЛ.

Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 с функцией резервирования, осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Перечень средств измерений, входящих в состав СИКН, с регистрационными номерами в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Средства измерений из состава СИКН

Окончание таблицы 1

В состав СИКН входят показывающие средства измерений утвержденного типа:

• - манометры для местной индикации давления;

• - термометры для местной индикации температуры. Вспомогательные устройства и технические средства:

• - пробозаборное устройство;

• - автоматический пробоотборник Cliff Mock C-22 - 2 шт.;

-устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором по ГОСТ 2517. СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматическое измерение объема и объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м³/ч); -автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

• - автоматическое измерение контролируемых параметров: температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м³), вязкости (мм²/с) нефти, содержания воды (%) в нефти;

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

-поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной ТПУ;

-поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке; -автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

Заводской номер СИКН в виде цифрового обозначения наносится типографским способом на информационную табличку, закрепленную на раме СИКН.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Общий вид СИКН на рисунке 2.

Рисунок 1 - Общий вид СИКН

Рисунок 2 - Информационная табличка СИКН

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИКН, обеспечена возможность пломбирования средств измерений, входящих в состав

СИКН в соответствии с их описаниями типа и МИ 3002-2006 «Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок». Пломбирование СИКН не предусмотрено.

Программное обеспечение (далее - ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН». Идентификационные данные ПО системы представлены в таблице 2.

Таблица 2 -

данные ПО

ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 (далее - ИВК). Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения ИВК № ПО-2550-03-2011 от 14 января 2011 г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».

К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Rate АРМ оператора УУН», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции 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 № 20902-11 от 27 декабря 2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».

ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, непреднамеренных и преднамеренных изменений алгоритмов и установленных параметров разграничением прав доступа пользователей с помощью системы паролей, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от изменения путем кодирования.

Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Основные метрологические и технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3 и 4 соответственно.

Таблица 3 -

СИКН

Таблица 4 - Технические характеристики СИКН

Окончание таблицы 4

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации и информационную табличку, закрепленную на раме СИКН, типографским способом.

Комплектность СИКН приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность СИКН

приведены в документе МИ 26.51.43/12-012-6311012306-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений с применением cистемы измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства ФР.1.29.2017.27805.

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;

МИ 3532-2015 Рекомендация. ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти;

МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок;

ГОСТ 8.587-2019 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений.

Акционерное общество «Самаранефтегаз» (АО «Самаранефтегаз») ИНН 6315229162

Юридический адрес: 443071, г. Самара, Волжский пр-кт, д. 50

Открытое акционерное общество «ОЭГ «Петросервис» (ОАО «ОЭГ «Петросервис») ИНН 7710473879

Адрес: 127422, г. Москва, Дмитровский пр-д, д. 10

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ») Адрес: 443013, г. Самара, пр-кт Карла Маркса, д. 134

Телефон: 8 (846) 336-08-27

E-mail: info@samaragost.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311281.