Заказать поверку
Комплекс измерительный количества природного газа компании "Эксон Нефтегаз Лимитед" Нет данных
ГРСИ 59655-15

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории
Заказать
поверку
Комплекс измерительный количества природного газа компании "Эксон Нефтегаз Лимитед" Нет данных, ГРСИ 59655-15
Номер госреестра:
59655-15
Наименование СИ:
Комплекс измерительный количества природного газа компании "Эксон Нефтегаз Лимитед"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Компания "Daniel Measurement and Control, Inc./ Emerson Process Management", США
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 04410-11
Описание типа:
Методика поверки:
-
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
Описание типа средства измерения:
Читать в отдельном окне
Untitled document
Приложение к свидетельству № 57628
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз
Лимитед»
Назначение типа средства измерений
Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Ли-
митед» (далее комплекс) предназначен для автоматизированных измерений объемного расхо-
да и объема газа в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям.
Описание средства измерений
Комплекс представляет собой единичный экземпляр, спроектированной для конкретно-
го объекта. Монтаж и наладка комплекса осуществлены непосредственно на предприятии-
изготовителе. Месторасположение комплекса Российская Федерация, Хабаровский край, по-
селок Де-Кастри, нефтяной терминал Де-Кастри компании «Эксон Нефтегаз Лимитед».
Принцип действия комплекса состоит в измерении объема и объемного расхода газа
методом переменного перепада давления с помощью сужающих устройств (СУ) в виде стан-
дартных диафрагм (ГОСТ 8.586.2-2005).
Комплекс состоит из следующих основных блоков и компонентов:
- двух последовательно расположенных измерительных трубопроводов (ИТ), каждый
из которых содержит стандартную диафрагму с угловым отбором давления;
- блока измерений влажности газа;
- системы обработки информации.
Средства измерений, входящие в состав комплекса, приведены в таблице 1.
Каждый измерительный трубопровод комплектуется набором из двух СУ. С целью
расширения диапазона измерений в каждом ИТ установлены по два преобразователя диффе-
ренциального давления на разные диапазоны. Для сокращения длин прямых участков ИТ перед
СУ применены устройства подготовки потока «Zanker» (ГОСТ 8.586.1-2005).
Один трубопровод является рабочим трубопроводом (05-180650), другой - контроль-
ным и, одновременно, резервным трубопроводом (05-180651).
Алгоритмы и программное обеспечение обеспечивают расчет количества и качества га-
за в соответствии с нормативным документом ГОСТ 8.586.5-2005.
Для повышения надежности результатов измерений измерительные трубопроводы с СУ
расположены последовательно и результаты измерений непрерывно сравниваются. При отли-
чии результатов измерений более чем на 0,5 % выдается сигнал о нештатной ситуации.
Преобразование, обработка и архивирование измерительной информации производятся
с помощью контроллеров измерительно-вычислительных OMNI 6000, которые выдают во
внешние цепи (система управления терминалом) информацию об объемном расходе, объеме и
влажности газа. Расчет параметров природного газа осуществляется контроллерами OMNI 6000
на основе вводимых данных компонентного состава газа по результатам предоставляемыми
аналитической лабораторией.
Лист № 2
Всего листов 9
Средства измерений (далее – СИ), входящие в состав комплекса приведены в таблице 1.
Таблица 1
п/пНаименование
12
Фирма-
изготовитель
3
Госреестр
СИ
4
Количе-
ство
5
«Rosemount Inc.»,
США
14061-104
1. Преобразователи дифференци-
ального давления модели
3051S-CD
2 Термопреобразователи сопро-
тивления платиновые серии 65
(Pt100)
22257-112
3 Вторичные преобразователи
температуры модели 3144
39539-082
4 Преобразователи давления мо-
дели 3051S-TG
«EMERSON Process
Management» / «Rose-
mount Temperature
GmbH», Германия
EMERSON Process
Management»/ «Rose-
mount Inc.», США
«Rosemount Inc.»,
США
14061-102
5 Анализатор влажности
«AMETEK», модель 3050 OLV
15964-071
6 Контроллеры измерительно-
вычислительные OMNI 6000
«Ametek process In-
struments Division»,
США.
«Omni Flow Computers
Inc.», США
15066-042
Лист № 3
Всего листов 9
Технологическая схема комплекса измерительного количества природного газа компа-
нии «Эксон Нефтегаз Лимитед» приведена на рисунке 1. Фотографии внешнего вида одного из
измерительных трубопроводов и бокса со средствами измерений приведены на рисунках 2 и 3.
Рисунок 1. Технологическая схема комплекса измерительного количества природного газа ком-
пании «Эксон Нефтегаз Лимитед»
Лист № 4
Всего листов 9
Рисунок 2. Внешний вид измерительного трубопровода
Рисунок 3. Фотография средств измерений, расположенных в теплоизолированном боксе
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее ПО) комплекса обеспечивает решение задач вычис-
ления, информационного обмена, контроля и управления технологическим процессом и обо-
рудованием на следующих уровнях иерархии:
- уровень первичных преобразователей уровень измерения значений параметров и
исполнения команд управления;
Лист № 5
Всего листов 9
- уровень контроллеров уровень сбора (накопления), обработки поступающих сиг-
налов, математических вычислений, основанных на сертифицированных методиках, а также
формирования управляющих воздействий для управления исполнительными механизмами;
- уровень рабочей станции - уровень контроля, управления, администрирования и на-
блюдения (сервера, автоматизированные рабочие места операторов);
- уровень передачи данных коммутация компонентов комплекса, коммутация про-
изводится междуразличными уровнями (межуровневая) и внутри уровня.
Уровень первичных преобразователей реализован серийно выпускаемых средствах
измерений утвержденного типа. Сведения о ПО первичных преобразователей указаны в со-
ответствующей технической документации на первичные СИ.
Программное обеспечение уровня иерархии контроллеров базируется на ПО кон-
троллеров измерительных OMNI 6000 и предназначено для:
- преобразования измеренных выходных сигналов первичных преобразователей
дифференциального давления, избыточногодавления, температуры;
- вычисления объемного расхода по основной и резервной измерительным трубо-
проводам, приведения объемного расхода и объема природного газа в рабочих условиях, в
объемный расход и объем газа при стандартных условиях;
- вычисления физико-химических показателей (коэффициента сжимаемости, вязкости,
плотности, показателя адиабаты, и других) природного газа;
- архивирования измеренных и вычисленных параметров в архивных базах данных,
а также ведение журналов событий и аварий;
- управления и обмена данными с подчиненными устройствами по цифровым кана-
лам связи и передачу информации в системы более высокого уровня по имеющимся интер-
фейсам связи.
Идентификация программного обеспечения уровня контроллеров может быть осуще-
ствлена по конфигурационномуфайлудля операционной системы.
Уровень передачи данных и уровень рабочей станции не содержит метрологически
значимых частей ПО. Назначение и характеристики этих уровней иерархии описаны в соответ-
ствующих разделах проектной документации на комплексизмерений.
Защита ПО комплекса от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-
ние его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации
и защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты ПО «OMNI 6000. Редакция аппаратно-программного обеспечения
27.75.05» комплекса измерительного количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз
Лимитед» от непреднамеренных и преднамеренных изменений «средний» согласно Р 50.2.077-
2014 и соответствует уровню указанному в декларации заявителя.
Идентификационные данные ПО комплекса приведены в таблице 2.
Таблица 2
Значения
«OMNI 6000. Редакция аппаратно-
программного обеспечения 27.75.05»
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
27.75.05
Цифровой идентификатор ПО
Контрольная сумма исполняемого кода
4EB4 (по алгоритму CRC16)
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Лист № 6
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики комплекса указаны в таблице 3.
Таблица 3
±
1,0
±
0,1
от 15 до 25
Наименование параметра
Количество измерительных трубопроводов
Значение параметра
два – один рабочий трубопровод
(05-180650) - и один контроль-
ный, одновременно, являющийся
резервным трубопроводом
(05-180651)
DN100
от 15 до 150
от 500 до 4000
от 2,0 до 4,0
от минус 1,0 до плюс 6,0
от минус 50,0 до плюс 50,0
±
0,2
от 0 до 6,0
Условный диаметр измерительных трубопроводов
Диапазоны измерений объемного расхода газа, м
3
- в рабочих условиях
- приведенный к стандартным условиям
Избыточное давление газа, МПа
Температура газа, ºС
Пределы допускаемой относительной погрешности при
измерении объемного расхода и объема газа, приве-
денных к стандартным условиям, %
Диапазон измерений температуры измеряемой среды, ºС
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при
измерении температуры, ºС
Диапазоны измерений избыточного давления, MПа
Пределы допускаемой приведенной погрешности при
измерении избыточного давления, %
Диапазоны измерений дифференциального давления, Па
±
0,1
0 – 50000
0-5000
от 2,0 до 4,0
от минус 1,0 до плюс 6,0
Параметры рабочей среды:
- избыточное давление газа, МПа
- температура газа, ºС
Пределы допускаемой приведенной погрешности при
измерении дифференциального давления, %
Диапазон температуры окружающей среды для установ-
ленных в теплоизолированном боксе средств измерений,
ºС
Диапазон температуры окружающей trial, ºС
Напряжение питания переменного тока с частотой
(50
±
1) Гц, В
Частота питания переменного тока, Гц
Габаритные размеры (длина, ширина, высота), мм
от - 40 до 50
220/380(
±
10%)
50
±
2
7163; 3010; 950
Срок службы, лет
не менее 10
Лист № 7
Всего листов 9
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта комплекса методом
компьютерной графики.
Комплектность средства измерений
Наименование
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Количество
Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефте-
газ Лимитед», Заводской № 0410-11
Паспорт на комплекс измерительный количества природного газа компании
«Эксон Нефтегаз Лимитед».
МП 2550-0250-2014 «Комплекс измерительный количества природного газа
компании «Эксон Нефтегаз Лимитед». Методика поверки», утвержденная ГЦИ
СИ ФГУП «ВНИИМ им.Д.И. Менделеева» 16 октября 2014 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 2550-0250-2014 «Комплекс измерительный количества при-
родного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед». Методика поверки», утвержденному ГЦИ
СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 16 октября 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- СУ – по МИ 2638-2001 «ГСИ. Диафрагмы камерные и бескамерные, устанавливаемые
во фланцевых соединениях измерительных трубопроводов. Методика контроля размеров при
первичной и периодической поверке измерительных комплексов с сужающими устройствами».
пп. 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, МИ 2585-2000 “ГСИ. Диафрагмы измерительных трубопроводов. Методика
первичной поверки»;
- преобразователи дифференциального давления модели 3051S-CD в соответствии с
документом «Инструкция. Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки»
утвержденная ВНИИМС, 2010 г.;
-термопреобразователисопротивленияплатиновыесерии65(Pt100)по
ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Ме-
тодика поверки»;
- вторичные преобразователи температуры модели 3144 - в соответствии с документом
«Инструкция. Датчики температуры 644, 3144Р. Методика поверки» утвержденная ВНИИМС,
2008 г.;
- преобразователи давления модели 3051S-TG - в соответствии с документом «Инст-
рукция. Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки» утвержденная
ВНИИМС, 2010 г.;
- анализатор влажности «AMETEK», модель 3050 OLV - «Инструкция. Анализаторы
влажности 3050 модели ”3050-OLV”, “3050-TE”, “3050-DO”, “3050-SLR”, “3050-AP”, “3050-
AM”, “3050-RM”. Методика поверки», утверждённая ВНИИМС, 2007 г.;
- Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 6000 - в соответствии с докумен-
том «Рекомендация. ГСИ. Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 3000/6000. Ме-
тодика поверка». Утверждена ВНИИМС, 2004 г.
Лист № 8
Всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе ГОСТ 8.586.5-2005 «Государственная сис-
тема обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с
помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к Комплексу из-
мерительному количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед»
1. ГОСТ Р 8.618-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Го-
сударственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа»
2. ГОСТ 8.586.1-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Из-
мерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст-
ройств». Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования»
3. ГОСТ 8.586.2-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Из-
мерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст-
ройств»: Часть 2. Принцип метода измерений и общие требования. Часть 2. Диафрагмы. Техни-
ческие требования»
4. ГОСТ 8.586.5-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Из-
мерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст-
ройств»: Часть 5. Методика выполнения измерений»
6. ИСО 5167-1:2003 «Измерение расхода среды с помощью устройств переменного пе-
репада давления, помещенных в заполненные трубопроводы круглого сечения. Часть 1. Общие
принципы и требования»
7. ИСО 5167-2: 2003 «Измерение расхода среды с помощью устройств переменного пе-
репада давления, помещенных в заполненные трубопроводы круглого сечения. Часть 2. Диа-
фрагмы»
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли.
Изготовитель
Компания «DANIEL Measurement and Control, Inc. / EMERSON Process Management», США.
Юридический и почтовый адреса: 5650 Brittmoore (77041). P.O.Box 19097.Houston TX 77224,
USA.
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Эмерсон».
Юридический и почтовый адреса:
115114, г. Москва, ул. Летниковская, дом 10, строение 2.
Тел. +7 495 981 9811. Факс +7 495 981 9810
Лист № 9
Всего листов 9
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»
Адрес: 190005, Санкт-Петербург, Московский проспект, 19,
E-mail:
Тел. (812) 251-76-01, факс (812) 713-01-14
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по проведению
испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30001-10 от 20.12.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п."
"
2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
Похожие средства измерения:
ГРСИ Наименование СИ Тип СИ Производитель МПИ Ссылка
39101-08 Установки для градуировки и поверки счетчиков газа и пара УПСГ-5000 (\"DYMETIC-7821\") ЗАО "Даймет", г.Тюмень 2 года Перейти
80548-20 Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП АО "Татнефтепром-Зюзеевнефть" Общество с ограниченной ответственностью "Итом-Прогресс" (ООО "Итом-Прогресс"), г. Ижевск 1 год Перейти
60600-15 Система измерительная объемного расхода и объема топливного газа на базе расходомера-счетчика вихревого объемного YEWFLO DY и комплекса измерительно-вычислительного CENTUM CS3000R3 на ЗБ ОАО "ТАИФ-НК" Нет данных ЗБ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск 2 года Перейти
12958-91 Генераторы влажного газа Родник-4 ООО "Ангарское ОКБА", г.Ангарск 1 год Перейти
15162-96 Устройства для измерения и регистрации расхода, количества жидкости и газа цифровые FQ-111 Фирма "ITT Barton", Канада 4 года Перейти
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru


Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru


Поверка средств измерений