УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «17» апреля 2025 г. № 757

Регистрационный № 78382-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 618

Система измерений количества и показателей качества нефти № 618 (далее - СИКН) предназначена для автоматического измерения массы нефти при проведении учетных операций при сдаче нефти ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» ООО «РИТЭК» в магистральный нефтепровод АО «Транснефть-Приволга».

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), щелевого пробозаборного устройства, системы сбора и обработки информации и управления (далее - СОИ), трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ).

Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из одной рабочей и одной контрольно-резервной измерительных линий (далее - ИЛ).

БИК выполняет функции контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.

В состав СОИ СИКН входят следующие СИ и технические средства:

• - комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» (далее (регистрационный № 19240-05);

• - автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ), с реализованном на нем программным обеспечением верхнего уровня «Форвард», оборудованное персональным компьютером со специализированным программным обеспечением и средствами отображения и печати.

В состав СИКН входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный №)), приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Состав СИКН

В состав СИКН входят стационарная ТПУ, применяемая для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) РМ, поточный анализатор серосодержания и показывающие СИ объема, давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - измерение массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;

• - вычисление массы нетто нефти как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного;

• - измерение в БИК объемной доли воды в нефти, плотности и вязкости нефти;

• - измерение давления и температуры нефти;

• - проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки СРМ с применением стационарной ТПУ и ПП;

• - КМХ СРМ рабочей ИЛ по контрольному СРМ из состава контрольно-резервной ИЛ;

• - отбор проб (автоматический и ручной) согласно ГОСТ 2517-2012;

• - контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Заводской номер 330/2007 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на шильд-табличку блок-бокса СИКН.

СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в ИВК и в АРМ оператора.

Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблицах 2 и 3.

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

Т а б л и ц а 2 -

данные ПО ИВК

Т а б л и ц а 3 -

данные ПО АРМ

Метрологические и технические характеристики

Т а б л и ц а 4 -

Т а б л и ц а 5 - Основные технические

Т а б л и ц а 6 - Показатели надежности

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Т а б л и ц а 7 - Комплектность

приведены в документе МН 887-2019 «ГСИ. Масса нефти. Методика системой измерений количества и показателей качества нефти №618», ФР.1.29.2019.34641.

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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»;

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечисление, подпункт 6.1.1).

Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз»)

ИНН 7736545870

Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А

Телефон (факс): +7 (495) 221-10-50, +7 (495) 221-10-51

Web-сайт: http://www.imsholding.ru

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Телефон: +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «17» апреля 2025 г. № 757

Регистрационный № 55664-13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта»

Система измерений количества и показателей качества

на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ООО «РИТЭК» и АО «Транснефть - Приволга».

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер 01 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом на шильд-табличку СИКН.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее составляющих.

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых (далее - РМ).

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. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.

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.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: три контроллера измерительных FloBoss модели S600+ (далее - ИВК) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ оператора) (основное и резервное) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

В состав СИКН входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный №)), приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Состав СИКН

В состав СИКН входят стационарная ТПУ, применяемая для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) РМ, и показывающие СИ объема, давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

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

• - автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

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

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

• - поверку и КМХ РМ по стационарной ТПУ в комплекте с поточным преобразователем плотности;

• - КМХ РМ рабочих ИЛ по контрольному РМ из состава контрольно-резервной ИЛ;

• - поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;

• - автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

• - защиту информации от несанкционированного доступа.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО ИВК, свидетельство о метрологической аттестации ПО ИВК № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011, выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл ИВК - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется ИВК, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «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. Свидетельство о метрологической аттестации ПО № 01.00284-2010-031/04-2012 от 04.06.2012, выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО программного комплекса «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 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.

Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблицах 2 и 3.

Т а б л и ц а 3 -

Т а б л и ц а 4 -

Т а б л и ц а 5 - Технические

таблицы 5

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Т а б л и ц а 6 - Комплектность

представлены в документе МН 1357-2024 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта», ФР.1.29.2024.49806.

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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»;

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1).

Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)

ИНН 0278005403

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

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

Факс: (347) 228-80-98, 228-44-11

E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru

Web-сайт: www.nefteavtomatika.ru

Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр Открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»)

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

Телефон: (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68

Факс: (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30141-10.

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

ИНН 0278005403

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366.