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 газа по объекту "Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)" (СИКГ №1) Нет данных, ГРСИ 53701-13
Номер госреестра:
53701-13
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества газа по объекту "Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)" (СИКГ №1)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1447-12
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 50969
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1657 от 08.08.2018 г.)
Система измерений количества и показателей качества
газа
по объекту «Обустройство
участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период
полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №1)
Назначение средства измерений
Система измерений количества
и
показателей качества газа по объекту «Обустройство
участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития
с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №1), изготовленная ЗАО НИЦ
«Инкомсистем», г. Казань (далее - система измерений) предназначена для коммерческого
непрерывного автоматического измерения расхода и определения показателей качества газа на
УКПГ-31 участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения.
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, температуры и
давления газа.
Выходные сигналы ультразвукового преобразователя расхода, а также измерительных
преобразователей давления и температуры газа поступают в контроллер измерительный (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, индикацию, регистрацию и сигнализацию
объема (объемного расхода) газа при рабочих температуре и давлении и приведенных к
стандартным условиям через каждый измерительный трубопровод (далее - ИТ) и систему
измерений в целом;
− измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию
абсолютного давления газа на каждом ИТ;
− измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию
температуры газа на каждом ИТ;
− определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема при
стандартных условиях за отдельные периоды (час, смену, сутки, месяц, год);
− автоматическое измерение, вычисление и индикацию компонентного состава,
вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа
Воббе газа по результатам измерений компонентного состава;
− автоматическую сигнализацию предельных значений компонентного состава газа;
Лист № 2
Всего листов 6
− автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа;
− архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа (текущие и
усредненные значения);
− автоматическую запись компонентного состава, плотности и коэффициента
сжимаемости газа в вычислители расхода;
− ввод компонентного состава газа в вычислители расхода по данным анализов
химической лаборатории;
− автоматическое измерение, вычисление и индикацию влажности газа;
− автоматическое измерение, вычисление и индикацию температуры точки росы по
углеводородам;
− ведение и архивирование журнала событий системы измерений (переключение,
аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы измерений и ее элементов) и
сохранения архива контроллера расхода;
− визуальный контроль температуры и давления газа по месту;
− контроль метрологических характеристик рабочего преобразователя расхода по
резервному;
− ручной отбор точечной пробы газа;
−дистанционныйконтрольиавтоматическоеуправлениеисполнительными
механизмами;
− защиту системной информации от несанкционированного доступа программными
средствами и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;
− хранение и отображение на АРМ оператора измеренных и расчетных значений
контролируемых параметров;
− ведение журнала оператора, актов приема-сдачи газа;
− распечатка суточных, месячных актов приема-сдачи газа и паспортов качества газа;
− обеспечение регистрации и хранения всех текущих значений аналоговых и дискретных
переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.
− возможность передачи на верхний уровень по Ethernet следующих параметров:
- мгновенный расход газа по каждому ИТ и системе измерений в целом (м
3
/ч);
- объем газа за час по каждому ИТ и системе измерений в целом (м
3
);
- объем газа за сутки по каждому ИТ и системе измерений в целом (м
3
);
- текущее абсолютное давление газа по каждому ИТ (МПа);
- текущая температура газа по каждому ИТ (ºС);
- данные о параметрах качества газа, введенных в измерительный комплекс учета
расхода газа (плотность газа, компонентный состав газа, энергосодержание);
- текущая температура точки росы газа по влаге и углеводородам.
В состав системы измерений входят:
− блок измерительных трубопроводов (далее - БИТ) (DN600): рабочий и рабоче-
резервный измерительные трубопроводы;
− блок измерений показателей качества (далее - БИК) (DN6);
− блок обработки информации (далее - БОИ);
Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры,
давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в состав
которых входят следующие средства измерений: преобразователь расхода ультразвуковой
SeniorSonic (рег. № 43212-09), преобразователь давления измерительный 3051ТА (рег.№ 14061-
10), датчик температуры trial (рег. № 39539-08), контроллер измерительный FloBoss S600 (рег.
№38623-08),анализаторвлажностимодели3050-OLV
(рег. № 35147-07), анализатор температуры точки росы углеводородов модель 241 модификации
241CE (рег. № 20443-06), преобразователь плотности газа Solartron 3098 (рег. № 15781-06),
хроматограф газовый промышленный MicroSAM (рег. № 44122-10), вычислитель расхода,
количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ»
(рег. № 43506-09), система измерительно-управляющая Delta V (рег. № 16798-08), термометр
Лист № 3
Всего листов 6
биметаллический ТМ серии 55 (рег. № 15151-08), манометр для точных измерений МПТИ
(рег. № 26803-06), термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 (рег. № 303-91).
Алгоритмы проведения вычислений системой измерений базируются на программном
обеспечении контроллера измерительного FloBoss S600 и вычислителя расхода, количества и
энергосодержания природного и попутного нефтяного газов АКОНТ и предназначены для:
−
автоматического сбора и обработки сигналов, поступающих от измерительных
преобразователей расхода, давления, температуры, влажности, плотности, состава газа;
−
контроля нарушения предупредительных границ, аварийных значений и уставок;
−
контроля достоверности данных по граничным значениям, скорости изменения;
−
индикации на экранах цветных мониторов автоматизированного рабочего места
оператора общих мнемосхем узла замера и входящих в его состав трубопроводов с
динамической индикацией выведенных на них контролируемых параметров нормированного
расхода в цифровом виде, а также в виде графиков изменения во времени (трендов);
−
автоматического определения объемного расхода и объема газа, прошедшего через
систему измерений, приведённых к стандартным условиям, по каждому ИТ;
−
ввода информации от датчиков дискретных сигналов;
−
индикации на экране и звуковой сигнализации выхода параметров за технологические
предаварийные и аварийные пределы, сигнализацию аварийных ситуаций;
−
формирования и выдачи данных оперативному персоналу сообщений об аварийных
ситуациях, сообщений о нарушениях и других событиях на объекте, сообщений о действиях
операторов-технологов;
−
автоматического обнаружения отказов технических и программных средств,
нарушений измерительных каналов;
−
разграничения доступа пользователей по паролю;
−
защитыданных,параметровнастройкиирезультатоввычисленийот
несанкционированного изменения;
−
архивации информации на определенную глубину и распечатки информации на
принтере;
−
просмотра архивов печатных документов на экране дисплея и распечатки на принтере;
−
просмотра истории параметров процесса на экране дисплея в виде графиков,
распечатки на принтере;
−
фиксации аварийных, нештатных, санкционированных и несанкционированных
событий с присвоением метки времени и формирование их признака;
−
формирования и печати отчетов по измерительным трубопроводам, протоколов
нештатных и аварийных ситуаций (формы должны быть согласованы с заказчиком);
−
ручного ввода справочных данных, договорных констант, условно-постоянных
величин;
−
защиты от несанкционированного изменения справочных данных, договорных
констант, условно-постоянных величин;
− сохранности данных при обесточивании сети питания;
− передачи информации на более высокий уровень по согласованным протоколам
обмена.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) системы измерений обеспечивает реализацию
функций системы измерений. ПО системы измерений разделено на метрологически значимую и
метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы,
осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов
измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО
Лист № 4
Всего листов 6
системыизмерений.Втораяхранитвсебиблиотеки,процедурыиподпрограммы
взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами.
Защита ПО системы измерений от непреднамеренных и преднамеренных изменений и
обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения,
идентификации и защиты от несанкционированного доступа
.
Идентификация ПО системы измерений осуществляется путем отображения на дисплее
вычислителяилинамонитореоператорскойстанцииуправленияструктуры
идентификационных данных.Часть этойструктуры,относящаясякидентификации
метрологически 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
предоставляет доступ только уполномоченным пользователям и одновременно 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.
Уровеньзащитыпрограммногообеспечения«высокий»всоответствиис
Р 50.2.077-2014
Контрольная
сумма файла
конфигурации
системы
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Контрольная Контрольная
сумма сумма
Идентификационное наименование ПО
операционнойоперационной
системы
19
380E
VxWorks VxWorks
(основной) (резервный)
Номер версии (идентификационный
номер) ПО88
Цифровой идентификатор ПО 14E3 7BB7
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатораCRC-16CRC-16
CRC-16
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среда
от 53000 до 288000
от 910 до 26500
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Газ осушенный, в
соответствии с СТО
Газпром 089-2010
Расход газа при стандартных условиях, м
3
/ч
(по каждой измерительной линии)
Расход газа при рабочих условиях, м
3
/ч
(по каждой измерительной линии)
Абсолютное давление газа, МПа
Температура газа,
°
С
Плотность при стандартных условиях (+20
°
С, 0,1013 МПа), кг/м
3
Диапазон температуры точки росы по влаге, °С
от 5 до 7,5
от -5 до +15
от 0,67 до 0,80
от -24 до -30
Лист № 5
Всего листов 6
Значение
±
0,8
Наименование характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ
при измерении объемного расхода (объема) газа, приведенного
к стандартным условиям, %
Условия эксплуатации:
-температура окружающей среды, °С
-относительная влажность, %
-атмосферное давление, кПа
Частота источника переменного тока 220 В, Гц
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
Средний срок службы, лет, не менее
от 10 до 35
от 30 до 80
от 84 до 106,7
50 ±1
18000
12
Знак утверждения типа
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений
типографским способом.
Комплектность средства измерений
Обозначение
Количество
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Единичный экземпляр системы измерений количества
и показателей качества газа по объекту «Обустройство
участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского
месторождения на период полного развития с
выделением пускового комплекса (20 скважин)»
(СИКГ №1)
Методика поверки
Руководство по эксплуатации
49-2010-451
МП 0045-13-2013
49-2010-451 РЭ
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 0045-13-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских
отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового
комплекса (20 скважин)» (СИКГ №1). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИР» 15 января 2013 г.
Основные средства поверки:
-
калибратор многофункциональный модели ASC300-R (рег. № 25895-09),
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 (рег. № 21591-01), 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 применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится в свидетельство о поверке
Лист № 6
Всего листов 6
Сведения о методиках (методах) измерений
«Инструкция. ГСИ. Расход и объем сухого отбензиненного газа. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка
1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с
выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №1) с изменением №1, свидетельство
об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-20013/162013-17, регистрационный
номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2018.28899.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений
ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений.
Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и
технические требования
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.618-2006 Государственная система обеспечения единства измерений.
Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов
газа
Техническая документация ЗАО НИЦ «Инкомсистем»
Изготовитель
Закрытое акционерное общество Научно-инженерный центр «Инкомсистем»
(ЗАО НИЦ «Инкомсистем»)
ИНН 1660002574
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Пионерская, д.17
Телефон: +7 (843) 212-50-10, факс: +7 (843) 212-50-20
Web-сайт:
E-mail:
Заявитель
Акционерное общество «Ачимгаз» (АО «Ачимгаз»)
ИНН 8904047896
Адрес: 629303, Ямало-Ненецкий АО, г. Новый Уренгой, Мкр. Советский, 7 корп. 2а
Телефон: +7 (3494) 25-64-45 (факс доб. 456)
Web-сайт:
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д.7 «а»
Телефон: +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 54733-13 | Буферные растворы со значением pH=7,00 - рабочие эталоны pH 2-го разряда | БР-pH (pH=7,00) | ФГУП "ВНИИ физико-технических и радиотехнических измерений" (ВНИИФТРИ), пос.Менделеево | Первичная поверка при вводе в эксплуатацию | Перейти |
| 78503-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация" Усть-Илимская ГЭС в части сальдо-перетоков электроэнергии | ООО "Ирмет", г.Иркутск | 4 года | Перейти | |
| 61130-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС РП 220 кВ "Первомайский" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 70465-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Республики Карелия | Нет данных | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 12783-91 | Приборы | ИМН-1 | СКТБ "Недра" Ивано-Франковского института нефти и газа, Украина, г.Ивано-Франковск | 2 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