МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

И марта 2019 г.

Москва

О внесении изменений в описание типа на систему измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев-Лопатино» АО «Транснефть-Приволга»

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 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 08 февраля 2019 г. № 53732) (далее - Административный регламент), и в связи с обращением АО «Транснефть-Метрология» от 26 декабря 2018 г. № ТНМ-14-04/11129 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев-Лопатино»

АО «Транснефть-Приволга», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 62906-15, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Управлению метрологии (Д.В. Гоголев), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю. Кузин) оформить новое описание типа средства измерений.

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

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

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев -Лопатино» АО «Транснефть - Приволга» (далее по тексту - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователей плотности или по результатам измерений в лаборатории, температуры нефти с применением преобразователей температуры и давления нефти с применением преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей, определенных в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

В систему входят следующие средства измерений (СИ):

• - преобразователи расхода турбинные HTM16 (далее по тексту - ТПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный) № 56812-14;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее по тексту -ПП), регистрационный № 52638-13;

• - преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, регистрационный № 15642-06;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;

• - расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;

• -  преобразователи измерительные Rosemount 644 и 3144Р, регистрационный № 56381-14, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065, регистрационный 53211-13;

• - преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-10;

• - датчики давления Метран-^OCD, регистрационный № 32854-13;

• - преобразователи давления измерительные EJX 530A и EJX 110А, регистрационный № 28456-09;

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модели 2820, регистрационный № 49521-12;

• - газоанализаторы СГОЭС, регистрационный № 32808-11.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

• -  комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) ИМЦ-07, регистрационный № 53852-13, сертификат соответствия программного обеспечения ИВК ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» от 15.11.2016 г. № ПО ИМ-02-2016;

• - автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением «Форвард «Pro», свидетельство ФГУП «ВНИИР» о метрологической аттестации программного обеспечения от 11.09.2012 г. № 23104-12.

В состав системы входят показывающие СИ:

• - манометры показывающие RFChG, регистрационный № 30855-11;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, регистрационный № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности, вязкости нефти;

• - вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением влагомера нефти поточного;

• - измерения давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

• - проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и контрольно-резервного ТПР с применением установки поверочной трубопоршневой (ТПУ) и ПП;

• - проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного ТПР;

• - автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

• - контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

• - защита информации от несанкционированного доступа программными средствами. Пломбирование системы не предусмотрено.

Программное обеспечение (ПО) ИВК испытано при утверждении его типа, идентификационные данные ПО ИВК указаны в описании типа, сертификате соответствия ПО ИВК. ПО системы реализовано в АРМ оператора системы, идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой логина и пароля, ведением доступного только для чтения журнала событий. Доступ к ПО для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО 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 любых искажений путем кодирования. Конструкция системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.

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

Основные метрологические и технические характеристики системы, в том числе показатели точности системы, приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики системы

Таблица 3 - Основные технические характеристики системы

Продолжение таблицы 3

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

осуществляется по документу МП 0303-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №  909 МН «Куйбышев - Лопатино»

АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки.», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 24.08.2015 г.

Основные средства поверки:

• - рабочий эталон 1 разряда в соотвествии с приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПР, входящих в состав системы, в рабочем диапазоне измерений;

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

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - При-волга», свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/202014-15.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - Приволга»

Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179 «Перечень 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 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 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»

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

Великолукский завод «Транснефтемаш» - филиал АО «Транснефть - Верхняя Волга» ИНН 5260900725

Юридический адрес: 182115, Псковская обл., г. Великие Луки, ул. Гоголя, д. 2 Телефон: +7 (1153) 9-26-67

Факс: +7 (1153) 9-26-67

Модернизация системы измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - Приволга» проведена:

Акционерное общество «Транснефть - Метрология»

(АО «Транснефть - Метрология»)

ИНН 7723107453

Адрес: 127254, г. Москва, ул. Добролюбова, д. 16, корп. 1

Телефон: +7 (495) 950-87-00

Факс: +7 (495) 950-85-97

E-mail: cmo@cmo.transneft.ru

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»

Телефон: +7 (843) 272-70-62

Факс: +7 (843) 272-00-32

Web-сайт: vniir.org

E-mail: office@vniir.org

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.