МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

5 февраля 2019 г.

Москва

О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений Xs 58690/1 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханку л о во» 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 УНУ АО «Нефтеавтоматика» от 17 августа 2018 г. № 13/2017 п р и к а з ы в а ю:

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

и показателей качества нефти №  370 на ППСН «Субханкулово»,

зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 60599-15, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Установить методику поверки по документу НА.ГНМЦ.0060-14 МП с изменением № 2 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово». Методика поверки», утвержденному АО «Нефтеавтоматика» 24 декабря 2018 г.

• 3. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 5 8690/1 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 60599-15, 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

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

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 00Е1036ЕЕ32711Е880Е9Е0071BFC5DD276 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 «05» февраля 2019 г. № 175

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово»

Система измерений количества и показателей качества нефти №  370 на

1111СН «Субханкулово» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ПАО АНК «Башнефть» и АО «Транснефть-Урал».

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

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.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - Т1У), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - 1У). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из четырех измерительных линий (далее - ИЛ): три рабочие ИЛ и одна резервная ИЛ. На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

• - преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM DN 4" (далее - Т1Р) с диапазоном измерений расхода от 30 до 300 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода ±0,15 %;

• - преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 М1а и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;

• - датчик давления Сапфир-22МТ с диапазоном измерений от 0 до 0,4 М1а и пределами допускаемой приведенной погрешности ±2,5 % (для контроля перепада давления на фильтрах);

• - преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50°С до 150°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2°С;

• - 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 пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

• - два насоса прокачки нефти через БИК (рабочий и резервный);

- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) с пределами измерений от 300 до 1100 кг/м³ и пределами допускаемой абсолютной погрешности +0,3 кг/м³;

• - два преобразователя вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности при преобразовании динамической вязкости: ±0,2 мПа^с в диапазоне от 0,5 до 10 мПа^с; +1,0 % от полной шкалы диапазона в диапазоне от 10 до 100 мПа^с;

• - два влагомера поточных модели L (рабочий и резервный) с диапазоном измерений объемной доли воды от 0 % до 4 % и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности: ±0,05 % при измерениях объемной доли воды от 0 % до 2 %; +0,1 % при измерениях объемной доли воды от 2 % до 4 %;

• - преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности +0,5 %;

• - преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50 °С до 150 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности + 0,2 °С;

• - счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш с пределами допускаемой относительной погрешности + 5,0 %;

• - пробоотборник автоматический «Clif Mock» (рабочий и резервный);

• - пробоотборник ручной «Стандарт - Р-50»;

• - два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М;

• - узел подключения пикнометрической установки и УОСГ.

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

Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ТПР и состоит из:

• - установки трубопоршневой поверочной двунаправленная фирмы «Smith Meter Inc.», с диапазоном измеряемых расходов от 30 до 300 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

• - двух преобразователей давления измерительных 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности +0,5 %;

• - двух преобразователей измерительный 3144 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от 0 °С до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности + 0,2 °С;

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

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

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных Floboss S600+ с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы ±  0,01  %,

осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos») (основное и резервное) на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки или наклеек на СИ, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне расходов по ИЛ и в целом по СИКН;

• - автоматическое измерение температуры, давления, плотности нефти и объемной доли воды в нефти;

• - автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в испытательной лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- поверку и КМХ ТПР по стационарной или передвижной ПУ;

- автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды;

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

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.dll».

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (рабочего и резервного):

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики

Продолжение Таблицы 3

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0060-14 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово». Методика поверки», с изменением №2, утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 24.12.2018 г.

Основные средства поверки:

• - рабочий эталон 1-го или 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 СИКН;

• - 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.

представлены в документе МН 174-2011 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово» от 12.12.2011 г. с изменением 1, ФР.1.29.2012.11292.

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»

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, РТ, 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.