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 природного газа ОАО "Газпромнефть-МНПЗ" (СИКГ) Нет данных, ГРСИ 55320-13
Номер госреестра:
55320-13
Наименование СИ:
Система измерений количества и показателей качества природного газа ОАО "Газпромнефть-МНПЗ" (СИКГ)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1473-12
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 52811
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества природного газа
ОАО «Газпромнефть–МНПЗ» (СИКГ)
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества природного газа
ОАО «Газпромнефть–МНПЗ» (СИКГ) (далее – система измерений) предназначена для
автоматизированного измерения объемного расхода и объема природного газа (далее -
газ), приведенных к стандартным условиям, а также показателей качества газа.
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.
Выходныесигналыультразвуковогопреобразователярасхода,атакже
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.
В состав системы измерений входят:
-
блок измерительных линий (далее - БИЛ), включающий в себя:
-
рабочую измерительную линию DN 400 (ИЛ №1);
-
резервную измерительную линию DN 400 (ИЛ № 2);
-
блок измерений показателей качества (далее - БИК);
-
систему обработки информации (далее - СОИ);
-
блок-бокс системы измерений.
Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение
следующих функций:
-
измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию
мгновенных значений расхода газа через систему измерений;
-
приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;
-
приведение объема газа к стандартным условиям;
-
измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию
абсолютного давления газа на каждой ИЛ;
-
измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию
температуры газа на каждой ИЛ;
-
определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема в
стандартных условиях за отдельные периоды (час, сутки, месяц);
Лист № 2
Всего листов 6
-
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;
-
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;
-
возможность ввода в вычислитель расхода данных компонентного состава газа,
определенных химико-аналитической лабораторией;
-
визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;
-
ручной отбор пробы газа;
-
автоматический контроль и светозвуковая сигнализация 20% и 50% НКПР в
блок-боксе системы измерений;
-
автоматический контроль и оповещение о пожаре, автоматизированное
отключение технологического оборудования;
-
автоматическое включение системы порошкового пожаротушения в блок-боксе
при получении сигнала «пожар» от двух автоматических пожарных извещателей или
от ручного извещателя;
-
автоматическое запирание отсечной арматуры в случае сработки второго порога
загазованности либо появлениясигнала пожар СИКГ, но только после
подтверждения оператором;
-
защитасистемнойинформацииотнесанкционированногодоступа
программнымисредствами(введением паролейдоступа)имеханическим
опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;
-
хранение и отображение на АРМ оператора измеренных и расчетных значений
контролируемых параметров;
-
сохранение накопленных данных и значений коэффициентов, параметров,
вводимых вручную, при отсутствии питания более 2-х часов;
-
введение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные
сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора,
актов приема-сдачи газа;
-
обеспечениерегистрации и хранения всех текущих значений аналоговых и
дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.
-
возможность передачи данных на верхний уровень следующих параметров:
– мгновенный расход газа по каждой ИЛ и в целом(м³/ч);
– объем газа за час по каждой ИЛ и СИКГ в целом (м³);
– объем газа за сутки по каждой ИЛ и СИКГ в целом (м³);
– текущее абсолютное давление газа по каждой ИЛ (МПа);
– текущую температуру газа по каждой ИЛ (ºС);
– данные о параметрах качества газа, введенных в измерительный комплекс
учета расхода газа по данным лабораторного анализа (плотность газа,
компонентный состав газа, температура точки росы газа по влаге и
углеводородам, энергосодержание).
Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода,
температуры,давления,устройстваобработкиинформацииивспомогательных
компонентов, в состав которых входят следующие средства измерений: преобразователь
расхода ультразвуковой SeniorSonic (Госреестр № 43212-09), преобразователь давления
измерительный Cerabar S PMP71(Госреестр№ 41560-09), термопреобразователь
Лист № 3
Всего листов 6
сопротивленияплатиновыйTR61(Госреестр № 49519-12),преобразователь
измерительный серии iTempTMT модели TMT 182 (Госреестр № 39840-08), хроматограф
газовый промышленный MicroSAM (Госреестр № 44122-10), комплекс измерительно-
вычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК» (Госреестр № 44115-
10), вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного
нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр № 43506-09), термометр биметаллический ТМ
серии55(Госреестр№15151-08), манометрдляточных измеренийМПТИ
(Госреестр № 26803-06), манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 2
(Госреестр № 15142-08), преобразователь измерительныйтока и напряженияс
гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (Госреестр № 22153-07).
Алгоритмыпроведениявычисленийсистемойизмеренийбазируютсяна
программномобеспечении комплексаизмерительно-вычислительногорасхода и
количества жидкостей и газов «АБАК» 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
динамическойиндикациейвыведенныхнанихконтролируемыхпараметров
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;
Лист № 4
Всего листов 6
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 системы измерений. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и
подпрограммывзаимодействиясоперационнойсистемойипериферийными
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 вычислителя или на мониторе операторской станции управления структуры
идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации
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
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 подтверждениеизменений,проверкаизменений 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.
Контрол
лер
Наименование
ПО
Идентификационное
наименованиеПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
АБАК
(№291)
CExpApp.out
CExpApp
CRC-32
АБАК
(№292)
CExpApp.out
CExpApp
CRC-32
Таблица1 − Идентификационные данные ПО контроллера
Цифровой
Номеридентификатор
версии ПО
ПО(контрольная
сумма)
2.63500809304
2.63500809304
Лист № 5
Всего листов 6
Метрологические и технические характеристики
природный газ
от 1500 до 88000
от 100 до 10000
от 0,95 до 1,3
от минус 10 до плюс 10
±
0,8
Рабочая среда
Диапазон измерений объемного расхода газа по рабочему и
резервному измерительным трубопроводам, при стандартных
условиях, м
3
/ч
Диапазон измерений объемного расхода газа по рабочему и
резервному измерительным трубопроводам, при рабочих
условиях, м
3
/ч
Диапазон абсолютного давления газа, МПа
Диапазон температуры газа, °С
Пределы допускаемой относительной погрешности системы
измерений 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 18 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
Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества
природного газа ОАО «Газпромнефть–МНПЗ» (СИКГ).
Методика поверки.
Руководство по эксплуатации.
Поверка
осуществляется по документу МП 0070-13-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества природного газа ОАО «Газпромнефть–МНПЗ»
(СИКГ). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 19 мая 2013 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
trial 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;
Лист № 6
Всего листов 6
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция. ГСОЕИ. Расход и объем природного газа. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества природного газа ОАО
«ГАЗПРОМНЕФТЬ-МНПЗ» (СИКГ), свидетельство об аттестации методики (метода)
измерений № 01.00257-2008/227013-12, регистрационный номер по Федеральному реестру
методик измерений ФР.1.29.2012.13337.
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.ГОСТ Р 8.618-2006 Государственная система обеспечения единства
измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и
массового расходов газа
3.Техническая документация ЗАО НИЦ «Инкомсистем»
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество Научно-инженерный центр «Инкомсистем».
Адрес: 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».
Адрес: 420088, г.Казань, ул. 2-я Азинская, 7А. ИНН 1660007420/ КПП 166001001.
Тел. (843) 272-70-62. Факс (843)
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
____________________Ф.В. Булыгин
М.п.
«____»____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 81925-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Михайловская | - | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 55489-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Пуль-Яха" | Нет данных | ООО "Велес", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 36333-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ "Баксанская ГЭС" | Нет данных | ОАО "Инженерный центр", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
| 62391-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" АЭС ПС 110 кВ Городская | Нет данных | ОАО "Сетевая компания" филиал Альметьевские электрические сети, г.Альметьевск | 4 года | Перейти |
| 60233-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Пильна" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), 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