Приказ Росстандарта №1027 от 27.05.2025

№1027 от 27.05.2025
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 683798
ПРИКАЗ_О внесении изменений в приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2025 г. № 149 «Об утверждении типов средств измерений»
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 1027 от 27.05.2025

2025 год
месяц May
сертификация программного обеспечения

571 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

    

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «27» мая 2025 г. № 1027

Лист № 1

Всего листов 5

Регистрационный № 94425-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН №1 УПСВ «Козловская» АО «Самаранефтегаз»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН №1 УПСВ «Козловская» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси (далее - нефти) с помощью счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых «ЭМИС-МАСС 260» (далее - СРМ). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей СРМ поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») или вычислителя УВП-280 (далее - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Массу нетто нефти определяют, как разность массы нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей и растворенного газа в нефти.

Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора, блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров нефти сырой (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), выходного коллектора и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.

БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в нефти и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения параметров нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) СРМ по передвижной ПУ.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: ИВК, осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; автоматизированные рабочие места оператора (далее - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.

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

Т а б л и ц а 1 - Состав СИКНС

Наименование СИ

Рег. №

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260»

77657-20

Датчики давления ЭМИС-БАР 103

72888-18

Термопреобразователи сопротивления ТПС

71718-18

Влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-100

24604-12

Влагомеры нефти поточные УДВН-2п

77816-20

Вычислители УВП-280

53503-13

Комплексы      измерительно-вычислительные      «ОКТОПУС-Л»

(«OCTOPUS-L»)

76279-19

В состав СИКНС входят показывающие СИ объема, давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКНС.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

  • - автоматическое измерение массы нефти;

  • - автоматизированное вычисление массы нетто нефти;

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

  • - автоматический и ручной отбор пробы нефти;

  • - поверка и КМХ СРМ по передвижной ПУ, КМХ рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;

  • - отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;

  • - защита информации от несанкционированного доступа.

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

Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.

Заводской № 14018 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на шильд-табличку рамы СИКНС.

Программное обеспечение

СИКНС реализовано в ИВК и в АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблицах 2 и 3.

Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») и автоматизированного рабочего места оператора «ПЕТРОЛСОФТ(С)»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

«ОКТОПУС-Л»

«ПЕТРОЛСОФТ(С)»

Идентификационное наименование ПО

Formula.o

SIKNS.dll

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

1.000

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

E4430874

081AC2158C73492AD0

925DB1035A0E71

Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода

CRC32

MD5

Т а б л и ц а 3 - Идентификационные данные ПО вычислителей   УВП-280   и

автоматизированного рабочего места оператора на базе ПО «Rate АРМ оператора УУН»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

УВП-280

«Rate АРМ оператора УУН»

Идентификационное наименование ПО

-

Rate АРМ оператора УУН

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

2.17

2.3.1.1

Цифровой идентификатор ПО

-

B6D270DB

Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода

-

CRC32

Метрологические и технические характеристики

Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода, т/ч

от 25 до 700

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, %

±0,25

П р и м е ч а н и е - пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси нормируются в соответствии с документом: «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой   измерений   количества   и   параметров   нефтегазоводяной   смеси

ЦППН №1 УПСВ «Козловская» АО «Самаранефтегаз». Свидетельство об аттестации № 20-03228-010-56-RA.RU.311959-2024.

Т а б л и ц а 5 - Технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефтегазоводяная

смесь

Характеристики измеряемой среды:

- давление, МПа

- температура, °С

от 0,1 до 6,0

- кинематическая вязкость, мм2

от 0 до +50

- плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной

от 0 до 100

смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3

- объемная доля воды, %,

от 820 до 950

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

от 0 до 100

- массовая доля механических примесей, %

от 100 до 10 000

- объемная доля растворенного газа при стандартных условиях

от 0,01 до 0,09

в единице объема нефтегазоводяной смеси при рабочих условиях,

м33

от 0 до 10

- содержание свободного газа, %

отсутствует

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

380±38, 220±22

- частота переменного тока, Гц

50±1

Условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха, °С

от -40 до +40

- относительная влажность воздуха, %

от 5 до 95

- атмосферное давление, кПа

от 99,1 до 101,325

Режим работы СИ

непрерывный

Т а б л и ц а 6 - Показатели надежности

Наименование характеристики

Значение

Средний срок службы, лет

20

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 7 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН №1 УПСВ «Козловская» АО «Самаранефтегаз»

-

1

Инструкция по эксплуатации

-

1

Методика поверки

-

1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой

измерений количества и параметров

нефтегазоводяной смеси

ЦППН №1 УПСВ «Козловская» АО «Самаранефтегаз». Свидетельство об аттестации № 20-03228-010-56-RA.RU.311959-2024.

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» (перечень, пункт 6.2.1);

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».

Правообладатель

Акционерное общество «Самаранефтегаз» (АО «Самаранефтегаз») ИНН 6315229162

Юридический адрес: 443071, г. Самара, Волжский пр-кт, д. 50 Телефон: +7 (846) 333-02-32

Изготовитель

Акционерное общество «Самаранефтегаз» (АО «Самаранефтегаз») ИНН 6315229162

Адрес: 443071, г. Самара, Волжский пр-кт, д. 50 Телефон: +7 (846) 333-02-32

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

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

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

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

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

Приказ Росстандарта №1027 от 27.05.2025, https://oei-analitika.ru





Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель