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
"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
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на территории Вынгапуровской КС (СИК СОГ) Нет данных, ГРСИ 50360-12
Номер госреестра:
50360-12
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на территории Вынгапуровской КС (СИК СОГ)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1107-11
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 47160
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненно-
го газа на территории Вынгапуровской КС (СИК СОГ)
Назначение средства измерений
Система измерений количества
и
показателей качества сухого отбензиненного га-
за на территории Вынгапуровской КС (СИК СОГ), изготовленная ЗАО НИЦ «Инкомси-
стем», г. Казань (далее – система измерений) предназначена для автоматизированного из-
мерения с нормированной точностью объемного расхода и объема сухого отбензиненного
газа (далее – газ), приведенных к стандартным условиям, а также показателей качества га-
за.
Описание средства измерений
Принцип действия системы измерений основан на использовании косвенного метода
динамических измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным
условиям, по результатам измерений при рабочих условиях объемного расхода, темпера-
туры и давления газа.
Выходные сигналы ультразвукового преобразователя расхода, а также измеритель-
ных преобразователей давления и температуры газа поступают в контроллер измеритель-
ный (далее – вычислитель) в реальном масштабе времени. По полученным измерительным
сигналам вычислитель по заложенному в нем программному обеспечению производит
вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.
Система измерений представляет собой единичный экземпляр измерительной
системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного
производства. Монтаж и наладка системы измерений осуществлена непосредственно на
объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы измерений и
эксплуатационными документами ее компонентов.
Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение
следующих функций:
-
измерение в автоматическом режиме и индикацию мгновенных значений расхода
газа через каждую измерительную линию (далее - ИЛ) и систему измерений в целом;
-
приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;
-
приведение объема газа к стандартным условиям;
-
измерение в автоматическом режиме и индикацию мгновенных значений давле-
ния, температуры газа по каждой ИЛ;
-
автоматическую сигнализацию предельных значений расхода, температуры, дав-
ления газа в каждой ИЛ;
-
автоматическое измерение (периодичность от 5 до 60 минут) и индикацию ком-
понентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях,
теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерения компонентного соста-
ва;
-
автоматический контроль достоверности данных хроматографа;
-
автоматическая сигнализация предельных значений компонентного состава газа;
-
автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа (от
3 до 50 значений);
-
определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за
отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);
-
архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа (текущие
и усредненные значения за месяц);
Лист № 2
Всего листов 6
-
возможность ввода в вычислители данных компонентного состава, определенных
химико-аналитической лабораторией;
-
автоматическое измерение и индикацию влажности газа в единицах ppm и г/м
3
(в
диапазоне влажности газа 0,1…100 ppm),
-
индикацию температуры точки росы по влаге в рабочих условиях и приведенной
к контрактному давлению;
-
автоматическое измерение, индикацию температуры точки росы по углеводоро-
дам (в диапазоне минус 40 …0°С);
-
визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;
-
ручной отбор пробы газа из выходного коллектора;
-
дистанционный контроль и управление электроприводной запорной арматурой
системы измерений, в том числе переключение рабочей измерительной линии на ре-
зервную;
-
контроль и сигнализацию протечек на дренажных и факельных линиях;
-
автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию наличия пожара в блок-
боксе блока измерительных линий (далее - БИЛ) и блока измерений качества (далее –
БИК) (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и на операторской
станции системы измерений);
-
автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию 20% и 50% НКПР в
блок-боксе БИЛ и БИК (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и
на операторской станции системы измерений);
-
автоматическое регулирование температуры в блок-боксе. При этом должна быть
предусмотрена передача следующих сигналов на операторскую станцию: о включен-
ном состоянии системы электрообогрева блок-бокса, о снижении температуры воздуха
в блок-боксе ниже 0 °С.
-
защиту системной информации от несанкционированного доступа программными
средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответст-
вующих конструктивов и блоков;
-
хранение и отображение на операторской станции измеренных и расчетных зна-
чений контролируемых параметров;
-
сохранение накопленных данных и значений коэффициентов, параметров, вводи-
мых вручную, при отсутствии питания более 2-х часов при авариях в системе;
-
возможность передачи данных с операторской станции на верхний уровень (ин-
терфейс RS-485 по протоколу Modbus, интерфейс Ethernet);
-
ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные
сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала операто-
ра, актов приема-сдачи газа;
-
регистрацию и хранение всех текущих значений аналоговых и дискретных пере-
менных ввода/вывода в течение 12 месяцев.
Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, темпера-
туры, давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в
состав которых входят следующие средства измерений: счетчик газа ультразвуковой
FLOWSIC 600 (Госреестр № 36876-08), преобразователь давления измерительный Cerebar
S PMP 71 (Госреестр № 41560-09), преобразователь измерительный TMT 182 (Госреестр
№ 39840-08), термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (Госреестр №
26239-06), контроллер измерительный FloBoss S600 (Госреестр № 38623-08), анализатор
влажности модели 3050-OLV (Госреестр № 35147-07), анализатор температуры точки ро-
сы углеводородов модель 241 модификации 241CE (Госреестр № 20443-06), хроматограф
газовый промышленный MicroSAM (Госреестр № 44122-10), вычислитель расхода, коли-
чества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госре-
естр № 43506-09), контроллер измерительно-вычислительный и управляющий STARDOM
Лист № 3
Всего листов 6
(Госреестр № 27611-09), термометр биметаллический ТМ серии 55 (Госреестр № 15151-
08), манометр для точных измерений МПТИ (Госреестр № 26803-06).
Алгоритмыпроведениявычисленийсистемойизмеренийбазируютсяна
программном обеспечении контроллера измерительного FloBoss S600 и вычислителя
расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов
АКОНТ и предназначены для:
-
измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных зна-
чений объема и расхода газа при рабочей температуре и давлении и приведенных к стан-
дартным условиям через каждую ИЛ и систему измерений в целом;
-
приведения измеренного объема газа к стандартным условиям измерения;
-
определения суммарного объема перекачиваемого газа через систему измерений в
единицах объема за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);
-
измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных
значений давления газа на каждой ИЛ;
-
измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных
значений температуры газа на каждой ИЛ;
-
автоматического измерения (периодичность от 5 до 60 минут), вычисления и ин-
дикации компонентного состава, вычисления и индикации плотности при стандартных
условиях, теплоты сгорания (высшей и низшей) и числа Воббе (высшего, низшего) газа по
результатам измерения компонентного состава;
-
автоматической сигнализации предельных значений компонентного состава газа;
-
автоматического усреднения результатов анализов компонентного состава газа
(от 3 до 24 значений);
-
архивирования и хранения данных анализа компонентного состава газа (текущие
и усредненные значения за месяц);
-
автоматического измерения, вычисления и индикации температур точек росы по
влаге и углеводородам, влажности газа;
-
визуального контроля температуры и давления газа по месту;
-
ручного отбора пробы газа из рабочей и резервной ИЛ;
-
дистанционного контроля и управления электроприводной запорной арматурой
системы измерений, в том числе переключение рабочей ИЛ на резервную;
-
автоматического контроля загазованности и светозвуковой сигнализации 20% и
50% НКПР в блок-боксе системы измерений;
-
автоматического пожарообнаружения и светозвуковой сигнализации пожара в
блок-боксе системы измерений;
-
защиты системной информации от несанкционированного доступа программными
средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответст-
вующих конструктивов и блоков;
-
хранения и отображения на операторской станции измеренных и расчетных зна-
чений контролируемых параметров;
-
формирования отчетов согласованной формы на бумажном носителе.
Программное обеспечение (далее - ПО) системы измерений обеспечивает реализацию
функций системы измерений. ПО системы измерений разделено на метрологически зна-
чимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и
подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и пере-
дачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и
идентификацию ПО системы измерений. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и
Лист № 4
Всего листов 6
подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройства-
ми.
Защита ПО системы измерений от непреднамеренных и преднамеренных изменений
и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путемразделения,
идентификации и защиты от несанкционированного доступа
.
Идентификация ПО системы измерений осуществляется путем отображения на дис-
плее вычислителя или на мониторе операторской станции управления структуры иденти-
фикационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологиче-
ски значимой части ПО системы измерений представляет собой хэш-сумму (контрольную
сумму) по значимым частям. Идентификационные данные приведены в Таблице 1.
ПО системы измерений защищено многоуровневой системой защиты, которая
предоставляетдоступтолькоуполномоченнымпользователямиодновременно
определяет, какие из данных пользователь может вводить или изменять. Каждому
пользователю присваивается уровень защищенного доступа и пароль. Доступ к
метрологически значимой части ПО системы измерений для пользователя закрыт. При
изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы измерений
обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие
требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях)
записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие
результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы
измерений имеет уровень защиты С согласно МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к
стандартным условиям, м
3
/ч
Диапазон измерений объемного расхода газа, в рабочих условиях,
м
3
/ч
от 59729 до 250000
от 720 до 3555
Диапазон измерений избыточного давления газа, МПа
Диапазон измерений температуры газа, °С
от 5 до 6,5
от плюс 2 до плюс 25
1778
CRC-16
ff93
CRC-16
e37f
CRC-16
ff93
CRC-16
Таблица1 − Идентификационные данные ПО контроллера
Наименование
ПО
Идентификацион-Номер
Контроллер
ПО
ное наименованиеверсии
ПО
Цифровой
идентифика-
тор ПО (кон-
трольная
сумма)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифи-
катора ПО
VERSION CON-
TROLFILECSUM
темыVxWorks
VERSION CON-
Контрольная сумма
FloBossоперационной сис-6.09d
S600 темыVxWorks
№18362097 Контрольная суммаVERSION CON-
(основной)файлаконфигура- TROLCONFIG198
цииSTRUCTURE
Контрольная сумма
FloBossоперационной сис-
TROLFILECSUM
6.09d
S600
№18362094 Контрольная суммаVERSION CON-
(резервный) файлаконфигура- TROLCONFIG193
цииSTRUCTURE
± 0,75
Лист № 5
Всего листов 6
± 0,8
2
300
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным
условиям, %:
- при определении компонентного состава газа хроматографом
газовым промышленным MicroSam
- при определении компонентного состава газа в лаборатории по
ГОСТ 31371
Количество измерительных линий, шт
Условный диаметр измерительного трубопровода, мм
Температура окружающего воздуха для установленных средств
измерений,°С
Относительная влажность окружающего воздуха, %
Атмосферное давление, кПа
Напряжение питания, В
Частота питания, Гц
Режим работы системы измерений
Средний срок службы, не менее, лет
20 ± 5
от 30 до 80
от 84 до 106,7
от 187 до 242
50±1
непрерывный
10
Знак утверждения типа
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений
типографским способом.
Комплектность средства измерений
Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества сухого
отбензиненного газа на территории Вынгапуровской КС (СИК СОГ).
Методика поверки.
Руководство по эксплуатации.
Поверка
осуществляется по документу МП 50360-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений коли-
чества и показателей качества сухого отбензиненного газа на территории Вынгапуровской
КС (СИК СОГ). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 31 октября
2011 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
-
калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон воспроизведения
токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме
воспроизведения токового сигнала ±0,015% от показания ±2 мкА.
-
калибратор многофункциональный модели MCX-II-R, диапазон частот от 0 до
10000 Гц, погрешность счета импульсов ±1 импульс.
-
термометр ртутный, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С по
ГОСТ 28498;
-
барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления
шкалы 100 Па по ТУ25-11.15135;
-
психрометр ВИТ-1, диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%,
цена деления термометров 0,5 °С по ТУ 25-11.1645;
-
ПЭВМ с программным обеспечением CONFIG 600.
Допускается применять другие типы средств измерений с характеристиками, не ус-
тупающими указанным, аттестованные и поверенные в установленном порядке.
Лист № 6
Всего листов 6
Сведения о методиках измерений
«Инструкция. ГСИ. Расход и объем сухого отбензиненного газа. Методика измере-
ний системой измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа
на территории Вынгапуровской КС (СИК СОГ)», свидетельство об аттестации методики
(метода) измерений № 331013-10, регистрационный номер по Федеральному реестру ме-
тодик измерений ФР.1.29.2011.10484.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений
1.ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства
измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие
метрологические и технические требования
2.ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства
измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
3.ГОСТ Р 8.618-2006 Государственная система обеспечения единства
измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и
массового расходов газа
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество Научно-инженерный центр «Инкомсистем». Ад-
рес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Пионерская, д.17. ИНН 1660002574 /
КПП 166001001. Тел. (843) 212-50-10. Факс (843) 212-50-20
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии».Регистрационный номер № 30006-09
г.Адрес: 420088, г.Казань, ул. 2-я Азинская, 7А. ИНН 1660007420/ КПП 166001001. Тел.
(843) 272-70-62. Факс (843)
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ. Р. Петросян
М.П.«____»____________2011г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 68177-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ" вторая очередь | Нет данных | ООО "Энергосистемы", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 49403-12 | Система контроля вихревым током | ЭДДИТРОН™ | Фирма "NDT Technologies Inc.", Канада | 1 год | Перейти |
| 68408-17 | Наборы поверочные стационарные для средств измерений параметров воздушного потока | СПН-4 | ООО "УСП Компьюлинк", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 80440-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергосбережения ОАО "РЖД" в границах Московской железной дороги | Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ), г. Москва | 4 года | Перейти | |
| 74152-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ПЭС | Нет данных | Филиал ОАО "Сетевая компания" Приволжские электрические сети, г.Казань | 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
"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
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