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 параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО "НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ" Нет данных, ГРСИ 51968-12
Номер госреестра:
51968-12
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО "НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО НПП "ГКС", г.Казань
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49012
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров природного газа (пункт
измерениярасходагаза)Юрхаровскогонефтегазоконденсатного
месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения
расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО
«НОВАТЭК-
ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» (далее – система измерений), предназначена для измерения в
автоматизированном режиме количества газа, поступающего в магистральный газопровод и
определения в автоматизированном режиме показателей качества газа, прошедшего
через систему измерений (компонентный состав, плотность, температура точки росы по
влаге и углеводородам, теплота сгорания газа).
Описание средства измерений
Принцип метода измерений основан на измерении объемного расхода, объема,
температуры, давления и компонентного состава газа в рабочих условиях и последующем
вычислении по этим параметрам объемного расхода и объема газа, приведенных к
стандартным условиям.
Система измерений представляет собой единичный экземпляр измерительной
системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного
отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы измерений
осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной
документацией системы измерений и эксплуатационными документами ее компонентов.
Система измерений обеспечивает измерения объемного расхода и объема газа в
рабочих условиях, определение показателей качества газа, приведение измеренного
объемного расхода и объема газа к стандартным условиям
В составе системы измерений предусмотрены входной и выходной коллекторы
и
три измерительных трубопровода (далее – ИТ) DN 400 – два рабочих и один резервный.
Измерительные каналы системы измерений:
-измерительные каналы объемного расхода газа: преобразователь расхода
газа ультразвуковой SeniorSonic с электронным модулем серии Mark фирмы
«Emerson Process Management» Госреестр №43212-09 – линия связи – вычислитель; -
измерительные каналы абсолютного давления: преобразователь давления
измерительный 3051ТА фирмы «Emerson Process Management, Rosemount Inc.»
Госреестр №14061-10 – линия связи – барьер искробеозопасности (преобразователь
измерительный) HiD2026 фирмы «Pepperl+Fuchs Elcon s.r.l.» Госреестр №18792-04
– линия связи – вычислитель;
-измерительные каналы температуры газа: датчик температуры 3144P фирмы
«Emerson Process Management, Rosemount Inc.» Госреестр №39539-08 – линия связи –
барьер искробеозопасности (преобразователь измерительный) HiD2026 фирмы
«Pepperl+Fuchs Elcon s.r.l.» Госреестр №18792-04 – линия связи – вычислитель;
-информационноизмерительныеканалыпоказателейкачествагаза,
включающие в себя средства измерений (далее – СИ) компонентного состава
природного газа и его влагосодержания.
В состав средств измерений показателей качества газа входят:
-газовый хроматограф MicroSAM фирмы «Siemens AG»,диапазоны
измерений компонентного состава и пределы допускаемых погрешностей по ГОСТ
31371.7 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с
Лист № 2
Всего листов 5
оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной
доли компонентов». Метод А. Госреестр № 44122-10;
-анализатор влажности Ametek 3050 фирмы «Ametek process Instruments
Division», диапазон измерений, от 0,01 до 100 млн
-1
, пределы допускаемой
абсолютной погрешности 0,01
млн
-1
(в
диапазоне
от 0,1 до 100 млн
-1
)
Госреестр
№ 35147-07;
-анализатор температуры точки росы углеводородов Ametek 241, фирмы
«AMETEK Process Instruments», диапазон измерений °С точки росы от минус 40 до
плюс 40 °С, абсолютная погрешность ±1 °С (по чистому пропану), Госреестр
№ 20443-06.
Вычислительные устройства системы измерений:
-контроллер измерительный FloBoss S600+ фирмы «Emerson Process
Management» Госреестр № 38623-08 с программным обеспечением изготовителя;
-аналитическийконтроллернабазепрограммируемогологического
контроллера Scada Pack фирмы «Control Microsystem» Госреестр № 16856-08 с
программным обеспечением «Зилант-1-03», аттестованным в установленном
порядке в соответствии с МИ 2955-2005 свидетельство об аттестации № 256013-09.
Программное обеспечение (далее – ПО): комплекс технических средств (далее –
КТС) системы измерений организуется в виде многоуровневой функционально и
территориально распределенной иерархической структуры, состоящей из нижнего и
верхнего уровней.
Нижний уровень КТС включает в себя:
-контроллер измерительный FloBoss S600+ (рабочий и резервный);
-блок обработки информации, реализованный на базе программируемого
логическогоконтроллеравычисленияфизико-химическиххарактеристик
SCADAPack 350 с программным обеспечением «Зилант-1-03»;
-системуавтоматическогоуправления,реализованнуюнабазе
ПТК «Delta V».
Верхний уровень КТС – АРМ оператора являются существующими и входят в
состав ПТК «Delta V».
Метрологически значимая часть ПО (уровень контроллеров и первичных
преобразователей) реализована на базе серийно выпускаемых средств измерений,
прошедших сертификацию и имеющих действующие свидетельства об утверждении типа.
Дополнительные испытания метрологически значимой части ПО КТС системы измерений
не требуются.
Уровень защиты ПО по МИ 3286-2010 – «C»
Лист № 3
Всего листов 5
06.09c/09c 100311
0673
CRC-16
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения основного
вычислительного компонента – контроллера измерительного FloBoss S600+
Результаты экспериментальных исследований
Программное обеспечение контроллера
Вид проверки
Наименование ПО
Версия программного обеспечения
контроллера
(VERSION CONTROL
APPLICATION SW)
Цифровой идентификатор
(контрольная сумма) структуры
файла конфигурации
(VERSION CONTROL CONFIG
STRUCTURE CSUM)
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
Метрологические и технические характеристики
Количество измерительных линий
Таблица 2 – Метрологические и технические характеристики системы измерений
(блок измерительных трубопроводов)
Значение
от 400 до 11700
от 335 620 до 460 000
от 5,4 до 7,6
от минус 15 до плюс 20
Наименование параметров
Расход газа (по каждой измерительной линии), м
3
/ч
- в рабочих условиях
- приведенный к стандартным условиям
Диапазон измерений абсолютного давления газа, МПа
Диапазон измерений температуры газа,
°
С
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений объемного расхода и объема газа, приведенных
к стандартным условиям:
- при поверке счетчика на поверочной установке, %
- при имитационном методе поверки счетчика, %
± 0,7
± 0,8
три (две рабочих и
резервная)
DN400
Условный диаметр измерительных линий
Температура окружающего воздуха для установленных
средств измерений, °С
- в блок-боксе
- в помещении операторной
Напряжение питания переменного тока, В
Частота питания переменного тока, Гц
Срок службы, не менее, лет
от 5 до 35
20±5
220 ± 44
50 ± 2
10
Лист № 4
Всего листов 5
От 0,01 до 100
от -40 до +40
±1,0
20 ± 2
Таблица 3 – Метрологические и технические характеристики системы измерений (блок
контроля качества газа)
Значение
Наименование параметра
Диапазон измерений анализатор влажности
газа, млн
-1
Пределы допускаемой абсолютной
погрешности анализатора влажности, млн
-1
0,01 (в диапазоне от 0,1 до 100 млн
-1
)
Интервал измерений температуры точки
росы, по углеводородам °С
Пределы допускаемой абсолютной
погрешности измерений температуры точки
росы, по углеводородам °С
Пределыдопускаемойабсолютной
погрешности измерений покомпонентного
состава, %
- Метан (CH
4
) -0,0187∙X + 1,88
- Этан (C
2
H
6
) 0,04∙X + 0,00026
- Пропан (C
3
H
8
) 0,06∙X + 0,00024
- Изобутан (и-C
4
H
10
) 0,06∙X + 0,00024
- н-Бутан (н-C
4
H
10
) 0,06∙X + 0,00024
- Изопентан (и-C
5
H
12
) 0,06∙X + 0,00024
- н-Пентан (н-C
5
H
12
) 0,06∙X + 0,00024
- Гексаны + высшие (C
6
H
14
+) 0,06∙X + 0,00024
- Диоксид углерода (CO
2
) 0,06∙X + 0,0012
- Азот + кислород (N
2
+ O
2
) 0,04∙X + 0,0013
Х – измеренное значение молярной доли компонента или суммы компонентов, %
Температура окружающего воздуха для
установленных средств измерений, °С
Напряжение питания переменного тока, В220 ± 44
Частота питания переменного тока, Гц 50 ± 2
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы измерений
типографским способом в левом верхнем углу.
Комплектность средства измерений
Единичный экземпляр системы измерений количества и параметров природного газа
(пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения
ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ».
Методика поверки.
Руководство по эксплуатации.
Поверка
осуществляется по документу МП 51968-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского
нефтегазоконденсатногоместорожденияООО«НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»,
утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 1 марта 2012 года.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
-
калибратор многофункциональный модели MCX-II-R, диапазон воспроизведения
токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме
воспроизведения токового сигнала (± 0,012 % от показания + 1 ед. мл. разряда);
Лист № 5
Всего листов 5
-
термометр ртутный, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С по
ГОСТ 28498-90;
-
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;
-
генератор частоты, диапазон воспроизведения частоты от 0 до 2 кГц, пределы
допускаемой погрешности в режиме воспроизведения частоты ± 0,03 Гц;
-
счетчик
импульсов с диапазоном частот входных сигналов
от 10 Гц до 10 кГц,
пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 1 импульс на 30000 импульсов;
Для удобства проведения поверки может применяться ПЭВМ с программным
обеспечением Config 600 версии 3.0.3.0 фирмы «Remote Automation Solutions»,
подразделения «Emerson Process Management».
Допускается применять другие типы средств измерений с характеристиками, не
уступающими указанным, аттестованных и поверенных в установленном порядке.
Сведения о методиках измерений
«Инструкция. ГСИ. Методика измерений системой измерений количества и
параметровприродногогаза(пунктомизмерениярасходагаза)Юрхаровского
нефтегазоконденсатного месторождения ООО«НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»,
свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/160013-11,
регистрационныйномер в информационномфонде пообеспечениюединства
измерений ФР.1.29.2012.11661.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измерений
1.ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства
измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2.Техническая документация ООО «НПП «ГКС».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «НПП «ГКС». Юридический адрес: 420107, РТ, г. Казань, ул. Петербургская,
д. 50. Фактический и почтовый адрес: 420111, РТ, г. Казань, ул. Московская, д. 35
ИНН 1655107067; КПП 165501001. Тел (843) 221-70-00; факс.(843) 221-70-01.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии». Регистрационный номер № 30006-09 от
16.12.2009 г. Адрес: 420088, г.Казань, ул. 2-я Азинская, 7А. ИНН 1660007420 /
КПП 166001001. Тел. (843) 272-70-62. Факс (843) 272-00-32. E-mail:
.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф.В.Булыгин
М.П.
«____»____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 38811-08 | Приборы для измерения температуры электронные | ТЭТ | ОАО "Приборы контроля и регулирования техпроцессов" (Теплоконтроль), г.Сафоново | 2 года | Перейти |
| 77530-20 | Система измерений количества природного газа на узле учета природного газа АО "Дальневосточная генерирующая компания", дочернее общество АО "РАО Энергетические системы Востока", филиал "Хабаровская генерация", СП Хабаровская ТЭЦ-3 | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти | |
| 21192-01 | Системы измерений длительности соединений | СИДС EWSD | Фирма "IskraTel d.o.o.", Словения | 2 года | Перейти |
| 34384-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Приволжские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс ЛПДС "Караичево" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 33248-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Усть-Лабинская" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 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