МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

29 апреля 2019 г.

Москва

О внесении изменений в описание типа на систему измерений количества и показателей качества нефти № 495 на ПСП «Нижнекамск» МН «НПС «Калейкино»-Нижнекамский НПЗ»

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 «Нефтеавтоматика» от 14 декабря 2018 г. № АО-01-06/7050 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему измерений количества и показателей качества нефти № 495 на ПСП «Нижнекамск» МН «НПС «Калейкино»-Нижнекамский НПЗ», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 70251-18, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Управлению государственного надзора и контроля (А.М. Кузьмину), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю. Кузин) оформить новое описание типа средства измерений.

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

Голубев

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

Сертификат 00E1036EE32711E880E9EO071BFC5DO276 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 №  495 на

ПСП «Нижнекамск» МН «НПС «Калейкино»-Нижнекамский НПЗ» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти.

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых.

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.

СИКН представляет собой единичный экземпляр изделия, спроектированного для конкретного объекта из компонентов импортного и отечественного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплутационными документами ее компоненто в.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), блока поверочной установки (далее - ПУ), узла подключения передвижной ПУ, пробозаборного устройства. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, четырёх рабочих измерительных линий (далее - ИЛ), одной резервной ИЛ и одной контрольно-резервной ИЛ. На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

• - фильтр тонкой очистки;

• - преобразователь разности давлений 3051CD (регистрационный № 14061-15);

• - преобразователь разности давлений AUTROL модели APT3100 (регистрационный № 37667-08);

• - счетчик-расходомер массовый CMFHC2M (регистрационный № 45115-10 или № 4511516) или счетчик-расходомер массовый DS 600 (регистрационный № 13425-06);

• - преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-15);

• - датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08) или датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);

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

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через систему отбора проб Cliff Mock по ГОСТ 2517-2012, установленную в БИК. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):

- два преобразователя плотности жидкости измерительных CDM 100P (регистрационный № 63515-16) или два преобразователя плотности жидкости измерительные модели 7835 (регистрационный № 15644-06), применяемые в качестве обменного фонда;

- два преобразователя плотности и вязкости жидкости FVM (регистрационный № 6212915) или два преобразователя плотности и вязкости модели 7829 (регистрационный № 15642-06), применяемые в качестве обменного фонда;

- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15) или два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05), применяемые в качестве обменного фонда;

- преобразователь расхода ультразвуковой UFM 3030K (регистрационный № 32562-06);

- преобразователи давления измерительные 3051TG (регистрационный № 14061-04);

- датчики температуры 644 (регистрационный № 39539-08);

- две системы отбора проб Cliff Mock для автоматического отбора проб;

- пробоотборник ручной с диспергатором по ГОСТ 2517-2012 для ручного отбора проб;

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода по передвижной ПУ.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный ТН-01 (регистрационный № 67527-17), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Proficy HMI SCADA - iFix», оснащенных монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.

Поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода проводят с помощью блока ПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):

• - установка трубопоршневая Сапфир МН-500 (регистрационный № 41976-09);

• - преобразователи давления измерительные 3051TG (регистрационный № 14061-04);

• - датчики температуры 644 (регистрационный № 39539-08);

• - манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

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

• - автоматическое вычисление массы брутто нефти (т);

• - автоматическое вычисление объёма нефти (м³/ч);

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

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

• - поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке, контроль метрологических характеристик расходомеров массовых, установленнх на рабочих и резервной ИЛ, по расходомеру массовому, установленному на контрольно-резервной ИЛ;

• - автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

Слив нефти из трубопроводов СИКН производится в дренажные емкости, отдельно для учтенной и для неучтенной нефти.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания средств измерений, входящие в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения оттисков клейм или наклеек на эти средства измерений в соответствии с методиками поверки этих средств измерений.

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных ТН-01 (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 программный комплекс «Proficy HMI SCADA - iFix», выполняющий 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, отображение отчетных документов, формирование трендов и журнала событий.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой логинов и паролей разного уровня доступа, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к ПО для пользователя закрыт. Конструкция системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО системы и измерительную информацию.

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

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН

Продолжение таблицы 1

Окончание таблицы 1

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0161-17 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 на ПСП «Нижнекамск» МН «НПС «Калейкино»-Нижнекамский НПЗ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 12.09.2017 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;

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

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 МН 738-2017 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 495 на ПСП «Нижнекамск» МН «НПС «Калейкино»-Нижнекамский НПЗ». ФР.1.28.2017.27891.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 495 на ПСП «Нижнекамск» МН «НПС «Калейкино»-Нижнекамский НПЗ»

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

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»

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

ИНН 0278005403

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

Телефон: +7(347) 292-79-10, +7 (347) 292-79-11, 279-88-99, 8-800-700-78-68

Факс: +7 (347) 228-80-98, +7 (347) 228-44-11

E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru

Web-сайт: www.nefteavtomatika.ru

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

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

Телефон: +7 (843) 295-30-47, +7 (843) 295-30-96

Факс: +7 (843) 295-30-47, +7 (843) 295-30-96

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.