МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

25 февраля 2019 г.                                           №   356

Москва

О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 65259 «Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть» 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 «Булгарнефть» от 28 декабря 2018 г. № 1212приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 66744-17, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Установить методику поверки по документу НА.ГНМЦ.0127-16 МП с изменением № 1 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть». Методика поверки», утвержденному АО «Нефтеавтоматика» 26 декабря 2018 г.

• 3.  Переоформить свидетельство об утверждении типа № 65259 «Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 66744-17, 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                                    С.С. Голубев

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

Сертификат: OOE1036EE32711E880E9E00718FC5DD276 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 «25» февраля 2019 г. № 356

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть»

Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти при проведении учетных операций между сдающей и принимающей стороной.

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых (далее - ПР).

Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока измерительных линий (далее - БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), блока измерений параметров нефти сырой (далее - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.

На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

• - влагомер сырой нефти (регистрационный № 24604-12).

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.

На входном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

• - преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);

• - манометр для местной индикации давления.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

• - счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (регистрационный № 1342501 или 45115-10 или 45115-16);

• - преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);

• - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13);

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

• - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

• - преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);

• - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13);

• - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.

БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров сырой нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

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

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);

- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13);

- два пробоотборника автоматических Стандарт-АЛ;

- пробоотборник ручной;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:

- манометры для местной индикации давления.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» (OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-15), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);

- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды в сырой нефти (%);

- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;

- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;

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

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

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.

К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -«Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.

ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Продолжение таблицы 3

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0127-16 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть». Методика поверки» с изм. №1, утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 26.12.2018 г.

Основные средства поверки:

• - рабочий эталон 2-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 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКНС;

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

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

приведены в документе Инструкция «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой №2059 ПАО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», ФР.1.29.2016.25155.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть»

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 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»

Закрытое акционерное общество «ИМС Инжиниринг» (ЗАО «ИМС Инжиниринг»)

ИНН 7710431220

Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, строение 47а

Телефон: +7 (495) 775-77-25

Факс: +7 (495) 221-10-51

Акционерное общество «Булгарнефть» (АО «Булгарнефть»)

ИНН 1644005296

Адрес: 423452, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Белоглазова, д. 26

Телефон: +7 (8553) 30-04-35

Факс: +7 (8553) 30-00-16

E-mail: bulgarneft@tatais.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.