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 свободного нефтяного газа ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-2 с УПСВ Пограничного месторождения Нет данных, ГРСИ 62872-15
Номер госреестра:
62872-15
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-2 с УПСВ Пограничного месторождения
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", г.Ноябрьск
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 118
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61138
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»наДНС-2сУПСВПограничного
месторождения
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Пограничного месторождения (далее –
СИКГ) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода (объема)
свободного нефтяного газа (далее – газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода
(объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.
Описание средства измерений
Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и
обработке входных сигналов, поступающих от преобразователей объемного расхода (объема),
абсолютного давления и температуры. При помощи системы обработки информации (далее –
СОИ) автоматически рассчитывается коэффициент сжимаемости газа и плотность газа при
стандартных условиях в соответствии с ГСССД МР 113-03. Далее автоматически выполняется
расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям по
ГОСТ 2939-63 на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях,
массового расхода (массы), абсолютного давления, температуры газа и рассчитанного
коэффициента сжимаемости газа.
СИКГпредставляетсобойединичныйэкземпляризмерительнойсистемы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и/или
импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте
эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными
документами ее компонентов.
В состав СИКГ входят три узла учета различной конструкции, объединенные общим
ИВК:
-
узел учета свободного нефтяного газа на КС ДНС-2 с УПСВ Пограничного
месторождения (далее – УУ на КС), диаметр условного прохода Ду 207,0 мм;
-
узел учета свободного нефтяного газа на котельную ДНС-2 с УПСВ Пограничного
месторождения (далее – УУ на котельную), диаметр условного прохода Ду 43,0 мм;
-
узел учета свободного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС-2 с УПСВ
Пограничного месторождения (далее – УУ на ФНД), диаметр условного прохода Ду 207,0 мм;
УУ на КС состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства
измерений: расходомер газа ультразвуковой «Flowsic 100» (Госреестр № 43980-10), датчик
давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным
выходным сигналом «ТСПУ 902820» (Госреестр № 32460-06).
УУ на ФНД состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства
измерений: расходомер газа ультразвуковой «Flowsic 100» (Госреестр № 43980-10), датчик
давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным
выходным сигналом Метран-270, модель Метран-276 (Госреестр № 21968-11).
УУ на котельную состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие
средства измерений: расходомер вихревой «Prowirl 72» (Госреестр № 15202-09), датчик
давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным
выходным сигналом Метран-270, модель Метран-276 (Госреестр № 21968-11).
В состав СОИ входит комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л»
(Госреестр № 43239-09) (далее - ИВК).
Лист № 2
Всего листов 8
Взрывозащищенность(искробезопасность)электрическихцепейСИКГпри
эксплуатации достигается путем применения барьеров искробезопасности «БИА-101»
(Госреестр № 32483-09).
Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих
функций:
-
автоматическое измерение и индикацию объема и объемного расхода газа при
рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к
стандартным условиям по ГОСТ 2939-63;
-
формирование отчетов, архивирование, хранение и отображение на операторной
станции измеренных и расчетных значений измеряемых параметров;
-
защита системной информации от несанкционированного доступа программным
средствам;
-
ввод компонентного состава газа в ИВК по результатам лабораторных анализов;
-
определение точки росы переносным анализатором.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в
таблицах 1 – 3.
Лист № 3
Всего листов 8
ИВК
Наиме-
нование
СИКГ
Диапа-
зоны
рений
ной
чих
сигнала
ной
ного
В рабо-
-
1) Датчик давле-
±0,23% от ния Метран-150ТА
диапазона
измерения
-
ИК тем-
ры
перату-±0,21°С±0,21°С
-
Таблица 1 - Узел учета свободного нефтяного газа на КС ДНС-2 с УПСВ Пограничного месторождения
Метрологические характеристики измерительных компонентов
Метрологические характеристикиИК СИКГ
ИК СИКГ Первичный и промежуточный измерительные
преобразователи
Пределы допускае- Пределы допускаемой Тип Пределы допускае-
мой погрешности Тип вы- погрешности вход- мой погрешности
ИКизме-Основ-
В рабо-
Типходного
О
сн
овной
Дополнитель-
сигна-
О
с
новнойчих у
с
ло-
условиях ла виях
1) Расходомер газа±1,5% от изме-
ИКот±1,51%±1,51%ультразвуковой4-20 мАряемой вели--0,025% от
объем- 36,32 от изме- от изме- Flowsic 100 чины
1)
4-20 измерен-
ногодо 2300ренногоренного2) Барьер±0,1% от диа-мАного зна-
расходам
3
/чзначениязначения искробезопасности4-20 мАпазона измере--чения
БИА-101 ний
±0,2% от диа-±0,05% от диа-
ИК ±0,223% 4-20 мА пазона измере- пазона измере- ±0,01%
абсо- от 0 до от диапа- ния ния/10°С 4-20 от диапа-
лютного 1,0 МПа зона из- 2) Барьер ±0,1% от диа- мА зона из-
давления мерения искробезопасности 4-20 мА пазона измере- - мерений
БИА-101ний
1) Термопреобра-
зователь с унифи-
цированным вы-4-20 мА±0,2°С-±0,01%
от 0 доходным сигналом 4-20 от диапа-
50°С ТСПУ 902820 мА зона из-
2) Барьер ±0,1% от диа- мерений
искробезопасности4-20 мАпазона измере--
БИА-101 ний
Примечание:
1)
– при калибровке и поверке на поверочной установке;
Лист № 4
Всего листов 8
4-20 мА
±0,2% от диапа-
зона измерения
±0,05% от диапазона
измерения/10°С
4-20 мА
±0,1% от диапа-
зона измерений
-
-
4-20 мА
±0,25 % от диа-
пазона измере-
ний
±0,1 % от диапазона
измерений во всем
диапазоне изменения
температуры
4-20 мА
±0,1% от диапа-
зона измерений
-
-
ИВК
Наиме-
нование
ИК
СИКГ
Диапа-
зоны
изме-
рений
Основ-
ной
Основ-
ной
от 35
до 1100
м /ч
БИА-101
±0,1% от диапа-
Таблица 2 - Узел учета свободного нефтяного газа на ФНД ДНС-2 с УПСВ Пограничного месторождения
Метрологические характеристики измерительных компонентов
Метрологические характеристикиИК СИКГ
ИК СИКГ Первичный и промежуточный измерительные
преобразователи
Пределы допускае- Пределы допускаемой Тип Пределы допускае-
мой погрешности Тип вы- погрешности вход- мой погрешности
В рабо-ТипходногоногоВ рабо-
чих сигнала Основной Дополнительной сигна- чих усло-
условияхлавиях
1) Расходомер газа ±1,5% от изме-
ИК ±1,51% ±1,51% ультразвуковой 4-20 мА ряемой величи- ±0,025%
массо- от изме- от изме- Flowsic 100 ны
1)
4-20 от изме-
вого
3
ренного ренного 2) Барьер мА ренного
расхода значения значения искробезопасности 4-20 мА
зо
н
а
и
змер
ени
й
- значения
-
лютного
давле-
ния
±0,223%
диапазона
измерения
±0,01%
4-20от диапа-
мА зона из-
мерений
ран-270
ИК тем- от минус
±0,01%
4-20от диапа-
мА зона из-
мерений
ИК1) Датчик давления
абсо-
от 0 до от
диапа-
±0,23% от Метран-150ТА
1,0 МПа зона из-2) Барьер
мерения искробезопасности
БИА-101
1) Термопреобразо-
ватель с унифици-
рованным выход-
перату-50 до±0,27 °С±0,29 °С
ным сигналом Мет-
ры 50°С
2) Барьер
искробезопасности
БИА-101
Примечание:
1)
– при калибровке и поверке на поверочной установке;
Лист № 5
Всего листов 8
-
ИВК
Trial-
нование
ИК
СИКГ
Диапа-
зоны
изме-
рений
Trial-
ной
1) Расходомер
ИК
до 627
м /ч
от измения
± 1,1% от
от изме-
Таблица 3 - Узел учета свободного нефтяного газа на котельную ДНС-2 с УПСВ Пограничного месторождения
Метрологические характеристики измерительных компонентов
Метрологические характеристикиИК СИКГ
ИК СИКГ Первичный и промежуточный измерительные
преобразователи
Пределы допускае- Пределы допускаемой Тип Пределы допускае-
мой погрешности Тип вы- погрешности вход- мой погрешности
В рабо-ТипходногоногоВ рабо-
чих сигнала Основной Дополнительной сигна- Основной чих усло-
условияхлавиях
±1,0 % от изме-
объем-
от 20
± 1,1%
- измерен-
в
и
хревой Prowirl 72
4-20 мА ренного значе-
4-20
±0,025%
ного
3
ренного ного зна- 2) Барьер ±0,1% от диа- мА ренного
расхода значения чения искробезопасности 4-20 мА пазона измере- - значения
БИА-101ний
-
±0,2% от диа-
1) Датчик давле-,05% от диапазо
диапазона
измерения
бсоот диапа-ният диапа
а
ИК
-от 0 до
±0,223%
±0,23% от ния Метран-150ТА
4-20 мАпазона
и
змере-
±
0
измерения/10°С
н
а
4-20о
±0,01%
-
лютного 1,0 МПа зона из-2) Барьер ±0,1% от диа- мА зона из-
давлениямеренияискробезопасности4-20 мАпазона измере--мерений
БИА-101 ний
1) Термопреобра-
измерений во всем
диапазоне изменения
ИК тем- от минус
Метран-270мАзона из-
зователь с унифи-±0,25 % от диа-
±0,1 % от диапазона
цированным вы-4-20 мАпазона измере-±0,01%
пер
а
ту-50 до±0,27 °С±0,29 °С
ходным сигналомний
темпер
а
ту
р
ы
4-20от диапа-
-
ры 50°С
2) Барьер ±0,1% от диа- мерений
искробезопасности4-20 мАпазона измере--
БИА-101 ний
Лист № 6
Всего листов 8
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ обеспечивает реализацию функций
СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение
его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением
пароля), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации:
Уровень защиты ПО и измерительной информации – высокий по Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКГ представлены в таблице 4
Таблица 4 – Идентификационные данные ПО СИКГ
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОFormula.o
Номер версии ПО6.10
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)24821CE6
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОCRC32
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКГ, в том числе показатели
точности, представлены в таблице 5.
Таблица 5 – Метрологические и технические характеристики СИКГ
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Рабочая средаСвободный нефтяной газ
Диапазоны измерений объемного расхода газа, приведенного к
стандартным условиям, м
3
/ч:
-
УУ на КС
от 129,95 до 14410,3
-
УУ на котельную
от 50,11 до 999,9
-
УУ на ФНД
от 69,71 до 6891,88
Диапазоны измерений объемного расхода газа в рабочих услови-
ях, м
3
/ч:
-
УУ на КС
от 50 до 2300
-
УУ на котельную
от 20 до 159,6
-
УУ на ФНД
от 35 до 1100
Диапазоны измерений абсолютного давления, МПа
-
УУ на КС
от 0,28 до 0,6
-
УУ на котельную
от 0,27 до 0,6
-
УУ на ФНД
от 0,215 до 0,6
Диапазоны измерений температуры, °С
-
УУ на КС
от 10 до 40
-
УУ на котельную
от 10 до 40
-
УУ на ФНД
от 10 до 40
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
объемного расхода и объема свободного нефтяного газа,
приведенных к стандартным условиям для trial учета класса Б
(при доверительной вероятности Р=0,95 %):
-
для узлов учета свободного нефтяного газа категории I и II, не
более, %
±2,5
-
не более ±3,0 % для узлов учета свободного нефтяного газа
категории III, не более, %
±3,0
Лист № 7
Всего листов 8
±5,0
от 15 до плюс 36
от 18 до 25
от 30 до 80
от 84 до 106,7
Значение характеристики
±4,5
Наименование характеристики
-
не более ±4,0 % для узлов учета свободного нефтяного газа
категории IV, не более, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
объемного расхода и объема свободного нефтяного газа,
приведенных к стандартным условиям для узлов учета класса В
(при доверительной вероятности Р=0,95 %) для узлов учета
свободного нефтяного газа категорий I, II, III и IV, не более, %
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- температура поддерживаемая °С
- относительная влажность окружающей среды, %
- атмосферное давление, кПа
Параметры электропитания:
- внешнее питание, переменное напряжение, В
- частота, Гц
Габаритные размеры площадки СИКГ, мм
Потребляемая мощность, кВт, не более
Средний срок службы, лет, не менее
380
50
±
1
160000×210000
0,5
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность СИКГ представлена в таблице 6.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Таблица 6 – Комплектность СИКГ
Количество
Наименование
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа
ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Пограничного
месторождения, заводской номер № 118
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа
ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Пограничного
месторождения. Паспорт.
МП 188-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров
свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на
ДНС-2 с УПСВ Пограничного месторождения. Методика поверки»
М-01.07.01.01-01«Инструкцияпоэксплуатациисистемыизмерения
количества и параметров свободного нефтяного газа на объектах Общества»
Поверка
осуществляется по документу МП 188-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и
параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с
УПСВ Пограничного месторождения. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО
«Метрологический центр СТП» 16 апреля 2015 г.
Лист № 8
Всего листов 8
Перечень основных средств поверки (эталонов):
-калибратормногофункциональныйMC5-RсHARTмодулем:диапазон
воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной
погрешности
±
(0,02 % показания + 1 мкА); предел измерений количества импульсов 9999999;
диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от
0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности
±
0,01 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
«Инструкция. ГСИ. Объемный расход и объем свободного нефтяного газа. Методика
(метод) измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа
ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Пограничного месторождения
регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений ФР.1.29.2015.19493.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на
ДНС-2 с УПСВ Пограничного месторождения
1.ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
2.ГОСТ Р 8.733–2011 «ГСИ. Системы измерения количества и параметров
свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
3.ГСССД МР 113-03 «Методика ГСССД. Определение плотности, фактора
сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного
нефтяного газа в диапазоне температур 263…500 К при давлениях до 15,0 МПа».
Изготовитель
ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (ОАО «Газпромнефть-ННГ»
ИНН 8905000428
629807, Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Ноябрьск,
ул. Ленина д 59/87
Тел. (3496) 37-77-71, факс (3496) 37-60-20
Е-mail:
,
Испытательный центр
ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП»
420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, 50, корп. 5
Тел. (843) 214-20-98, факс (843) 227-40-10
Е-mail:
,
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» по проведению
испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30151-11 от 01.10.2011 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » ________________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 69622-17 | Система измерительная общецеховых параметров цеха по производству цианида натрия ООО "Саратоворгсинтез" | Нет данных | ООО "Саратоворгсинтез", г.Саратов | 1 год | Перейти |
| 58960-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/10 кВ "Березовая" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части дополнительных точек учета | Нет данных | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 42334-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Звезда" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Звезда" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 79789-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МТС ЭНЕРГО" на объектах ПАО "МТС" (3-я очередь) (Самара, Ульяновск, Мурманск) | Общество с ограниченной ответственностью "Альфа-Энерго" (ООО "Альфа-Энерго"), г. Москва | 4 года | Перейти | |
| 45210-10 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 587 | Нет данных | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва | 1 год | 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