Текст приказа
УТВЕРЖДАЮ приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «06» октября 2022 г. № 2511 Лист № 1 Всего листов 5 Регистрационный № 60599-15 ОПИCАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово» Назначение средства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «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». Описание средства измерений 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 – ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее – СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее – ПУ). 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 обеспеч ению единства измерений) и технические средства: - преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM DN 4" (далее – ТПР) с диапазоном измерений расхода от 30 до 300 м 3/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 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности 0,5 %; - датчик давления Сапфир -22МТ с диапазоном измерений от 0 до 0,4 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешно сти 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 Лист № 2 Всего листов 5 нефти в БИК осуществляет ся 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 жид кости измерительных 7835 (рабочий и резервный) с пределами измерений от 300 до 1100 кг/м 3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности 0,3 кг/м3; - два преобразователя вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) с пределами допускаемой осно вной 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 диапаз оном 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 контрол я метрологических характеристик (далее – КМХ) ТПР и состоит из: - установки трубопоршневой поверочной двунаправленная фирмы «Smith Meter Inc.», с диапазоном измеряемых расходов от 30 до 300 м 3/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 вычислен ии 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: Лист № 3 Всего листов 5 - 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 ре зультатам 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. Нанесение знака пове рки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН. Заводской номер СИКН нанесен на металлическую табличку ударным способом, которая прикреплена к блоку БИЛ. Программное обеспечение 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 технологи ческого 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 измерит ельных FloBoss S600+ (рабочего и резервного): Идентификационные данные (признаки) Значение Идентификационное наименование ПО LinuxBinary.app Номер версии (идентификационный номер) ПО 06.09e Цифровой идентификатор ПО 0259 Таблица 2 – Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» (рабочего и резервного): Идентификационные данные (признаки) Значение Идентификационное наименование ПО Cropos Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.37 Цифровой идентификатор ПО DCB7D88F Алгоритм вычисления цифрового идентификатора CRC32 Лист № 4 Всего листов 5 Метрологические и технические характеристики Таблица 3 – Основные метрологические и технические характеристики Наименование характеристики Значение Рабочая среда нефть по ГОСТ Р 51858-2002 Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч от 90 до 476 Рабочий диапазон температуры нефти, °С от +10 до +30 Рабочий диапазон давления нефти, МПа от 0,2 до 1,0 Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 от 845 до 895 Вязкость нефти, мм2/с, не более 40 Объемная доля воды в нефти, %, не более 0,5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С ±0,2 Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % ±0,5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 ±0,3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % ±0,25 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % ±0,35 Примечание: В процессе эксплуатации изменение значения вязкости нефти от значения вязкости нефти при проведении поверки ТПР не должно превышать ±15 мм2/с. Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений Таблица 4 – Комплектность средства измерений Наименование Обозначение Количество Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово», заводской №46 - 1 шт. Инструкция по эксплуатации СИКН - 1 экз. Методика поверки - 1 экз. Сведения о методиках (методах) измерений 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.1.29.2022.41993. Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»; Приказ Росста ндарта от 7 февраля 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». Лист № 5 Всего листов 5 Изготовитель Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика») ИНН 0278005403 Адрес: 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24 Тел/факс: (347) 228-81-70 E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru Испытательный центр Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») ИНН 0278005403 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 Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366.
