МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

20 февраля 2019 г.

Москва

О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 45860 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод» 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 18 января 2019 г. № 01-06/216 приказываю:

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

и показателей качества нефти №  444 на ПСП «Кириши» ООО

«Балтнефтепровод», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 49321-12, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2.  Установить методику поверки по документу МП 49321-12 с изменением № 1 «ГСП. Система измерений количества и показателей качества нефти № 444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки», утвержденному АО «Нефтеавтоматика» 20 ноября 2018 г.

• 3. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 45860 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 49321-12, в связи с внесением изменений в методику поверки.

• 4. Управлению метрологии (Д.В. Гоголев), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю. Кузин) обеспечить в соответствии с Административным регламентом оформление свидетельства с описанием типа средства измерений и выдачу его юридическому лицу или индивидуальному предпринимателю.

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

Заместитель Руководителя

Л                           Л

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: OOE1036EE32711E880E9E0071BFC5DD276 Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 08.11.2018 до 08.11.2019

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «20» февраля 2019 г. № 294

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод»

Система измерений количества и показателей качества нефти (далее - СИКН) №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод» предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций между ООО «Транснефть-Балтика» и ООО «КИНЕФ».

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ООО «УралСофтПроект» (г. Уфа) из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

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

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 трех рабочих и одной резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №)):

• - преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N DN 250 (регистрационный №15427-01);

• - преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный №14061-99 или №14061-04) или преобразователь давления измерительный 3051S (регистрационный №24116-02 или №24116-08);

• - преобразователь измерительный 644, 3144 (регистрационный № 14683-00, 14683-04 или 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный №22257-01, №22257-05 или №22257-11) или серии 68 (регистрационный №22256-01);

• - манометр МТИ (регистрационный №1844-63), МТИф (регистрационный №34911-07 или №34911-11) или ТМ (регистрационный №25913-08) для местной индикации давления;

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный №303-91) или термометр стеклянный лабораторный ТЛ-4м серии «Labtex» (регистрационный №28208-04) для местной индикации температуры.

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 входном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (регистрационный №1564401);

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 (регистрационный №15642-01, №15642-06);

- анализатор серы модели ASOMA 682T-HP-EX (регистрационный №50181-12);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный №14557-01);

- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (регистрационный №48218-11);

- система смешивания и отбора проб Clif Mock;

- преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;

- ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-2012.

Блок ТПУ состоит из стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установки Daniel 1-го разряда (регистрационный №20054-00) в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИЛ и обеспечивает проведение поверки и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.

В состав СОИ входят:

- контроллеры измерительных FloBoss S600+ (регистрационный №38623-11), со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных,

- автоматизированные рабочие места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos»), оснащенного 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 (м³/ч);

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

• - автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м³), 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 ПР по стационарной поверочной установке;

• - автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

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

К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее -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 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. К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dlb».

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 программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО основного и резервного контроллера

Таблица 3 - Метрологические характеристики

* - при вязкости нефти от 43 до 65 мм²/с минимальное значение расхода составляет 400 м³/ч, при вязкости от 66 до 70 сСт - 500 м³/ч.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

осуществляется по документу МП 49321-12 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки» с изменением №1, утверждённой ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 20.11.2018 г.

Основные средства поверки:

• - рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. №256;

• - средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, 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.

приведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод», утвержденном ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 20.10.2011 г., зарегистрированом в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.11011 г.

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

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

Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)

ИНН 0278005403

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

Телефон (факс): +7 (347) 228-81-70

E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

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

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

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.