Приложение № 6
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «7» декабря 2020 г. № 2012
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 262
на ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 262 на
ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз» (далее – СИКН) предназначена для определения
количестваипоказателейкачестванефтиприучетныхоперацияхмежду
АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Самарским районным нефтепроводным
управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Покровка».
Описание средства измерений
ПринципдействияСИКНоснованнаиспользованиипрямогометода
динамических измерений массы нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы
целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей 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. Технологическая обвязка и запорнаяарматура СИКН не допускает
неконтролируемые пропуски и утечки нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены
непосредственнонаобъектеэксплуатациив соответствииспроектнойи
эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
ВсоставСИКНвходятизмерительныеканалы(ИК),определение
метрологических характеристик которых осуществляется комплектным способом при
проведении поверки СИКН.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1,
которые могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты
указанного утвержденного типа.
Наименование измерительного компонента
Таблица 1 – Состав СИКН
Регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде
по обеспечению единства измерений
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion,13425-06
модель CMF300 (далее – ПР)
Преобразователи давления измерительные 2088
Датчики давления 1151, модель DP
Преобразователи измерительные 644
16825-08
13849-04
14683-04
22257-05
Термопреобразователисопротивления
платиновые серии 65
Датчики температуры 644
39539-08
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм14557-05
2
Наименование измерительного компонента
Регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде
по обеспечению единства измерений
Преобразовательплотностижидкости15644-06
измерительный 7835
Преобразователи плотности и вязкости жидкости15642-06
измерительные 7829
Преобразователи расхода жидкости турбинные12750-05
серии Smith Guardsman LB
Комплексизмерительно-вычислительный19240-05
ИМЦ-03
Установкатрубопоршневаяповерочная49950-12
двунаправленная 2-го разряда Smith Meter®
«Bi-Di Prover» (далее – ТПУ)
Сведения об измерительных компонентах, находящихся на хранении и не
включенных в таблицу 1 приведены в таблице 2
Наименование измерительного компонента
Таблица 2 – Измерительные компоненты СИКН, находящиеся на хранении
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм
Преобразователи измерительные 644
Регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде
по обеспечению единства измерений
14557-15
14683-09
В состав СИКН входят показывающие средства измерений:
манометры для местной индикации давления;
термометры для местной индикации температуры.
БИЛ состоит из одной рабочей и одной контрольно-резервной измерительных
линий.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб
для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор пробы нефти в БИК
осуществляется через пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012, установленное на
входном коллекторе БИЛ.
Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических
характеристик счетчиков-расходомеров массовых.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В
состав СОИ входят:
комплексизмерительно-вычислительный«ИМЦ-03»сфункцией
резервирования, осуществляющий сбор измерительной информации и формирование
отчетных данных;
автоматизированноерабочееместооператоранабазеперсонального
компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН» с аттестованным
программным обеспечением, оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим
устройством.
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 контролируемых параметров: температуры (°С),
давления (МПа), плотности (кг/м
3
), вязкости (мм
2
/с) нефти, содержания воды (%) в нефти;
вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений
содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
3
поверку и контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров
массовых по стационарной ТПУ с поточным преобразователем плотности;
поверкустационарнойТПУс применениемпередвижнойповерочной
установки 1-го разряда;
автоматический отбор объединенной пробы нефти;
регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных
отчетов, протоколов, trial приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Пломбировка СИКН осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) СИКН обеспечивает реализацию
функций СИКН. ПО СИКН разделено на метрологически значимую и метрологически
незначимую части. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы
с ПО «Rate АРМ оператора УУН».
ПО СИКН разделено на два структурных уровня – верхний и нижний. К нижнему
уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ИМЦ-03» (далее –
ИВК), свидетельство о метрологической аттестации алгоритма РХ.351.02.01.00 АВ и
программы обработки результатов измерений массы нефти № 2301-5-188 от 25 мая 2009
г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».
КПОверхнегоуровняотноситсяПОпрограммногокомплекса
«Rate АРМ оператора УУН», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня,
отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров
объекта, на котором применяется СИКН, прием и обработка управляющих команд
оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической
аттестации ПО № 20902-11 от 27 декабря 2011 г., свидетельство о об аттестации
алгоритмов вычислений «Rate АРМ оператора УУН» № 21002-11 от 27 декабря 2011 г.,
выданы ФГУП «ВНИИР».
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, непреднамеренных и
преднамеренных изменений алгоритмов и установленных параметров разграничением
прав доступа пользователей с помощью системы паролей, ведения журнала событий,
доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКН для
пользователя закрыт. Приизмененииустановленных параметроввПОСИКН
обеспечиваетсяподтверждениеизменений,проверкаизменений 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 изменения путем кодирования.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКН представлены в таблице 3.
ИВК ИМЦ-03
2.3.1.1
351.1.0
CRC32
-
Таблица 3 – Идентификационные данные программного обеспечения
ПО ИВК
Значение
ПО АРМ оператора
«Rate АРМ оператора
УУН»
Идентификационные данные
(признаки)
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
B6D270DB
не отображается
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
4
Метрологические и технические характеристики
Сведения об измерительных каналах (далее – ИК) с комплектным способом
определения метрологических характеристик приведены в таблице 4.
Таблица 4 – ИК с комплектным способом определения метрологических характеристик
Номер Наимено-
ИК вание ИК
Количество ИК
(место
установки)
Пределы
допускае-
мой погреш-
ности ИК
Состав ИК
ПервичныйВторичная часть
измерительный
преобразовател
ь
1, 2ИК
измерения
массового
расхода
нефти
2
(измерительные
линии рабочая и
контрольно-
резервная в БИЛ
счетчик-
расходомер
массовый
MicroMotion,
модель
комплекс
измерительно-
вычислитель-ный
ИМЦ-03
(два компьютера
и в СОИ)CMF300–основнойи
резервный)
± 0,25 % для
рабочей,
± 0,20 % для
контрольно-
резервной
(относи-
тельная)
3ИК1 (БИК и СОИ)
плотности
преобразователь
плотности
нефтижидкости
измерительный
7835
комплекс
измерительно-
± 0,3 кг/м
3
(абсолют-
вычис-ная)
лительный
ИМЦ-03(два
компьютера –
основной и
резервный)
4ИК ТПУ1 (ТПУ и СОИ)установка
трубопоршне-
вая поверочная
двунаправленн
ая 2-го разряда
SmithMeter®
«Bi-Di Prover»
комплекс
измерительно-
вычислитель-ный
ИМЦ-03
(два компьютера
–основнойи
резервный)
± 0,1 %
(относи-
тельная)
Метрологические характеристики СИКН приведены в таблице 5.
±0,25
±0,35
Значение
18
от 18 до 60
Таблица 5 – Метрологические характеристики
Наименование
Минимальная масса нефти за час, т
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы нетто нефти, %
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 6.
Таблица 6 – Основные технические характеристики
Значение
от -5 до +40
Наименование
Температура окружающего воздуха в блок-боксе с
технологической частью СИКН, °С
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
380±38 трехфазное;
220±22 однофазное
50±1
5
не более 30
от 800 до 880
100
0,05
66,7 (500)
У3
Наименование
Средний срок службы, лет
Измеряемая среда со следующими параметрами:
Значение
20
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические
условия»
от 0,15 до 1,60
от +5 до +40
0,5
не допускается
непрерывный
автоматизированный и ручной
ручной
В-1а/ класс 2
-
А
Д
- избыточное давление измеряемой среды, МПа
- температура измеряемой среды, °С
- кинематическая вязкость в рабочем диапазоне
температуры измеряемой среды, мм
2
/с
- плотность в рабочем диапазоне температуры
измеряемой среды, кг/м
3
- массовая доля воды, %, не более
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не
более
- массовая доля механических примесей, %, не более
- давление насыщенных паров при максимальной
температуре измеряемой среды, кПа (мм рт.ст.), не
более
- содержание свободного газа
Режим работы СИКН
Режим управления:
запорной арматурой;
регуляторами расхода.
Класс взрывоопасной зоны ПУЭ/ГОСТ 30852.9:
- БИК, БИЛ, ТПУ
- операторная ПСП, электрощитовая СИКН
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по
СП 12.13130.2009:
- БИК, БИЛ, ТПУ
- операторная ПСП, электрощитовая СИКН
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69
«Машины, приборы и другие технические изделия.
Исполнения для различных климатических районов.
Категории, условия эксплуатации, хранения и
транспортирования в части воздействия климатических
факторов внешней среды»
Количество измерительных линий, шт.
2 (1 рабочая,
1 контрольно-резервная)
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность СИКН приведена в таблице 6.
-
1 шт.
П4-04 И-016 ЮЛ-
035
1 экз.
Обозначение
Количество
показателей
«Покровка»
Таблица 6 – Комплектность СИКН
Наименование
Система измерений количества и
качества нефти № 262 на ПСП
АО «Самаранефтегаз», заводской № 08
«Инструкция АО «Самаранефтегаз» по эксплуатации
системыизмеренийколичестваипоказателей
качества нефти № 262 приемо-сдаточного пункта
6
НаименованиеОбозначениеКоличество
«Покровка»
«Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти № 262 на ПСП «Покровка»М 12-058-20201 экз.
АО «Самаранефтегаз». Методика поверки»
Поверка
осуществляется по документу «Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти № 262 на ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз». Методика
поверки» М 12-058-2020, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 08 июля 2020 г.
Основные средства поверки:
рабочий эталон 1 разряда в соответствии с приложением к приказу
Росстандарта 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» с
диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПУ из состава
СИКН в рабочем диапазоне измерений;
установка трубопоршневая поверочная двунаправленная 2-го разряда Smith
Meter® «Bi-Di Prover», регистрационный номер 49950-12, 2-й разряд в соответствии с
Государственнойповерочнойсхемой,утвержденнойприказомРосстандартаот
07 февраля 2018 г. № 256 в диапазоне объемного расхода, необходимого для поверки ПР
из состава СИКН;
рабочий эталон единицы плотности в соответствии с Государственной
поверочной схемой, утвержденной приказом Росстандарта от 1 ноября 2019 г. № 2603 Об
утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений плотности;
средства поверки в соответствии с документами на СИ, входящие в состав
системы.
средств поверки, обеспечивающих
поверяемых средств измерений и
Допускаетсяприменениеаналогичных
определениеметрологическиххарактеристик
измерительных каналов с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением cистемы
измерений количества и показателей качества нефти № 262 и резервной схемой учета на
ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз», утверждена филиалом «Макрорегион Поволжье»
ООО ИК «СИБИНТЕК» в г. Самара 08 февраля 2019 г. Регистрационный номер
ФР.1.29.2019.34375.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений
качестванефти№
262наПСП
«Покровка»
количестваипоказателей
АО «Самаранефтегаз»
ПриказРосстандарта
от7февраля 2018
г.№256Об
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 марта 2016 г. № 179 Об утверждении перечня
измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства
измерений,выполняемыхприучетеиспользуемыхэнергетическихресурсов,и
обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности
измерений
7
Изготовитель
Акционерное общество «Самаранефтегаз» (АО «Самаранефтегаз»)
ИНН 6315229162
Адрес: 443071, г. Самара, Волжский проспект, д. 50
Телефон: 8 (846) 3330232, факс: 8 (846) 3334508
Web-сайт:
E-mail: info@samng.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации,метрологииииспытанийвСамарскойобласти»
(ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, проспект Карла Маркса, д. 134
Телефон(факс): 8 (846) 3360827
Web-сайт: http://samaragost.ru
E-mail: referent@samaragost.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311281 от 16 ноября 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.