Текст приказа
ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «12» октября 2022 г. № 2557 Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению в части конструктивных изменений, не влияющих на метрологические характеристики средств измерений № п/ п Наименование типа Обозначение типа Заводской номер Регистрационный номер в ФИФ Правообладатель Отменяемая методика поверки Действие методик поверки сохраняется Устанавливаемая методика поверки Заявитель Юридическое лицо, выдавшее заключение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК» - 268 58771-14 - - МП 1896/5502014 - Общество с ограниченной ответственностью «Квадра-Энергосбыт» (ООО «КвадраЭнергосбыт»), г. Тула ООО «ЭнергоПромРесурс», Московская обл., г. Красногорск 2. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения - 128 65376-16 - НА.ГНМЦ.0 108-16 МП с изменением № 2 - НА.ГНМЦ.0108-22 МП Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»), г. Уфа АО «Нефтеавтоматика», г. Казань 3. Комплексы аппаратнопрограммные «АвтоУраган -ВСМ2-М» - 77054-19 - - 651-21-036 МП - Общество с ограниченной ответственностью «Рекогна-Индастриал» (ООО «РекогнаИндастриал), г. Москва ФГУП «ВНИИФТРИ», Московская обл., г. Солнечногорск, р.п. Менделеево 4. Система измерений количества и показателей качества нефти № 287 приемосдаточный пункт в районе НПС «Калиновый ключ» с подводящим нефтепроводом и узлом подключения к магистральному нефтепроводу «АльметьевскКуйбышев-1» - 83 78567-20 - МП 78567-20 - ВЯ.10.1705663.00 МП Акционерное общество «Самараинвестнефть» (АО «Самараинвестнефть»), г. Самара ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень 5. Устройства сбора и передачи данных CODA11 - 80146-20 - - ИЦРМ-МП201-20 - Общество с ограниченной ответственностью «РОКИП» (ООО «РОКИП»), Московская область, г. Долгопрудный ООО «НИЦ «ЭНЕРГО», г. Москва УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «12» октября 2022 г. № 2557 Лист № 1 Регистрационный № 65376-16 Всего листов 5 ОПИCАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения Назначение средства измерений Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения (далее - СИКН) предн азначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ве дении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и АО «Транснефть-Сибирь». Описание средства измерений Принцип действия СИКН основан на использовании прям ого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых. Массу нетто нефти определяют как разность массы бру тто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлор истых солей и механических примесей в нефти. СИКН представляет собой единичный экземпляр измерит ельной системы, спроектированной для конкретного объекта из компоне нтов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документаци ей на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты. Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорна я арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. Блок фильтров состоит из входного и выходного колле кторов и двух фильтрующих линий (основной и резервной), в состав каждой фильт рующей линии входят следующие технические средства и средства измерений: фильтр грубой очистки с быстросъемной крышкой DN 250; преобразователь давления измерительный Deltabar S P MD75 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); два манометра для местной индикации давления (до и после фильтра). На входном коллекторе блока фильтров установлены: преобразователь давления измерительный Cerabar S PM P71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); манометр для местной индикации давления. Лист № 2 Всего листов 5 БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, дв ух рабочих и одной контрольнорезервной измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ ус тановлены следующие средства измерений: расходомер массовый Promass 83F (регистрационный № 15201-11); преобразователь давления измерительный Cerabar S PM P71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14); термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) или термопреобразователь сопротивления пл атиновый TR61 (регистрационный № 68002-17); манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012. На выходном коллекторе БИЛ установлены: преобразователь давления измерительный Cerabar S PM P71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14); термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) или термопреобразователь сопротивления пл атиновый TR61 (регистрационный № 68002-17); манометр и термометр для местной индикации давления и температуры. БИК выполняет функции оперативного контроля и автом атического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щ елевого типа по ГОСТ 2517-2012. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства: преобразователь плотности жидкости измерительный мо дели 7835 (регистрационный № 52638-13) или преобразователь плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16); преобразователи плотности и вязкости жидкости измер ительные модели 7829 (регистрационный № 15642-06) и/или преобразователи плотности и вязкости модели FVM (регистрационный № 62129-15); влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-10 и/или регистрационный № 14557-15); преобразователь давления измерительный Cerabar S PM P71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14); термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) и/или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17); расходомеры ультразвуковые UFM 3030 (регистрационны й № 48218-11) или расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14); пробоотборники нефти «Стандарт-А» или пробоотборник и «ВИРА-1-50-63», предназначенные для автоматического отбора проб; пробоотборники нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб; манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. Лист № 3 Всего листов 5 Поверку и контроль метрологических характеристик ра сходомеров массовых Promass 83F проводят с помощью блока ТПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающая в себя следующие средства измерений: установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (регистрационный № 20054-12); преобразователь давления измерительный 3051S (регис трационный № 24116-13) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13); преобразователь измерительный Rosemount 3144P (регистрационный № 56381-14); термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (регистрационный № 22257-11); манометры и термометры для местной индикации давления и температуры. СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерит ельной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S 600+ (регистрационный № 83904-21), осуществляющих сбор измерительной информации и форм ирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором и клавиатурой. СИКН обеспечивает выполнение следующих функций: автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч); автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т); автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м 3); вязкости (мм2/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%); вычисление массы нетто нефти (т) с использованием р езультатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти; поверку и контроль метрологических характеристик ра сходомеров массовых по стационарной поверочной установке, контроль метроло гических характеристик расходомеров массовых, установленных на рабочих линиях, по расхо домеру массовому, установленному на контрольно-резервной ИЛ; автоматический отбор объединенной пробы нефти; регистрацию и хранение результатов измерений, форми рование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества нефти. Для исключения возможности несанкционированного вме шательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обе спечена возможность пломбирования в соответствии с описанием типа данных СИ и учетом требований МИ 3002-2006. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. З нак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН. Заводской номер в виде цифрового обозначения, состо ящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКН. Программное обеспечение Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеро в измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту – контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера – файл, отражающи й характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется ко нтроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса. Лист № 4 Всего листов 5 К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Сropos», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображен ия на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров об ъекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд опера тора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части програм много комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077–2014. Т а б л и ц а 1 – Идентификационные данные ПО контроллеров FloBoss S600+ Идентификационные данные (признаки) Значение Идентификационное наименование ПО LinuxBinary.app Номер версии (идентификационный номер) ПО 06.21/21 Цифровой идентификатор ПО 0×6051 Алгоритм вычисления цифрового идентификатора CRC16 Т а б л и ц а 2 – Идентификационные данные ПО программного комплекса «Cropos» Идентификационные данные (признаки) Значение Идентификационное наименование ПО metrology.dll Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.37 Цифровой идентификатор ПО CRC32 DCB7D88F Метрологические и технические характеристики Т а б л и ц а 3 – Метрологические и технические характеристики Наименование характеристики Значение Рабочая среда нефть по ГОСТ Р 51858-2002 Рабочий диапазон измерений расхода, т/ч от 60 до 50 0 Рабочий диапазон температуры, °С от +20 до +40 Рабочий диапазон давления на входе СИКН, МПа от 0,6 до 3,2 Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 от 743,8 до 890,0 Диапазон кинематической вязкости, мм2/с, не более 25 Массовая доля воды, %, не более 0,5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С ±0,2 Пределы допускаемой приведенной погрешности к диапазону измерений давления, % ±0,5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м 3 ±0,3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % ±0,25 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % ±0,35 Режим работы СИКН непрерывный Режим управления запорной арматурой автоматизирован ный и ручной Электропитание трехфазное 400 В/ 50 Гц; 230 В/ 50 Гц Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Лист № 5 Всего листов 5 Комплектность средства измерения Т а б л и ц а 4 – Комплектность средства измерения Наименование Обозначение Количество Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения, зав.№ 128 1 шт. Инструкция по эксплуатации – 1 экз. Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе МН 645-2016 «Масса нефти. Мет одика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения», ФР.1.29.2016.25228. Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений ГОСТ 8.587–2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений»; ГОСТ 8.024-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности»; ГОСТ 8.025-96 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вязкости жидкостей»; Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объе ма жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»; ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная сх ема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов». Изготовитель Публичное акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ПАО «Нефтеавтоматика») ИНН 7723107453 Адрес: 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24 Испытательный центр Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») ИНН 7723107453 Адрес: 420029, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366. УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «12» октября 2022 г. № 2557 Лист № 1 Регистрационный № 78567-20 Всего листов 5
