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 газа на объекте "Газопровод высокого давления от ГРС-2 г.Нижнекамск до КГПТО ОАО "ТАИФ-НК", НКТЭЦ (ПТК-1), ГТУ-75 ОАО "НКНХ" Нет данных, ГРСИ 64091-16
Номер госреестра:
64091-16
Наименование СИ:
Система измерений количества газа на объекте "Газопровод высокого давления от ГРС-2 г.Нижнекамск до КГПТО ОАО "ТАИФ-НК", НКТЭЦ (ПТК-1), ГТУ-75 ОАО "НКНХ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО НПП "ГКС", г.Казань
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 545
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 62450
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества газа на объекте «Газопровод высокого давления от
ГРС-2 г. Нижнекамск до КГПТО ОАО «ТАИФ-НК», НКТЭЦ (ПТК-1), ГТУ-75
ОАО «НКНХ»
Назначение средства измерений
Система измерений количества газа на объекте «Газопровод высокого давления от
ГРС-2 г. Нижнекамск до КГПТО ОАО «ТАИФ-НК», НКТЭЦ (ПТК-1), ГТУ-75 ОАО «НКНХ»
(далее - система измерений) предназначена для автоматизированного измерения объемного
расхода и объема природного газа (далее - газ), приведенных к стандартным условиям, а также
формирования необходимых отчетных документов.
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
преобразователя расхода газа ультразвукового Daniel модели
3414
, а также датчика давления КМ35-А и преобразователя измерительного Rosemount 3144Р с
термопреобразователем сопротивления платиновый 65 поступают на входы контроллера
измерительного FloBoss S600+ (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 и сигнализацию предельных
значений объема и объемного расхода газа при рабочей температуре и давлении, и
приведенных к стандартным условиям, по каждому измерительному трубопроводу и
системе измерений в целом с использованием рабочего и резервного контроллера
расхода;
-
определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за
отдельные периоды (3 мин, час, сутки, месяц);
-
измерение в автоматическом режиме, индикацию и сигнализацию предельных
значений давления газа в каждом ИТ;
-
измерение в автоматическом режиме, индикацию и сигнализацию предельных
значений температуры газа в каждом ИТ;
-
вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания
(высшая и низшая) и числа Воббе (высшее, низшее) газа по введеным данным о
компонентном составе газа;
-
ручной ввод компонентного состава газа;
-
архивирование и хранение данных вводимого вручную анализа компонентного
состава газа (текущие и усредненные значения за месяц);
Лист № 2
Всего листов 6
-
ручной ввод и корректировку среднечасовых значений метана, плотности, объемной
теплоты сгорания в измерительном контроллере по окончании текущего часа или
ежесуточный ввод по окончании контрактного часа, определенный регламентом;
-
дистанционный контроль и управление электроприводными шаровыми кранами на
измерительных трубопроводах системы измерений и отключающей арматуры у
ГРС-2 г.Нижнекамск;
-
автоматизированный переход (по команде оператора) с рабочей на резервную
измерительную линию:
- при неисправности рабочего УЗПР;
- при неисправности преобразователя давления;
- при неисправности датчика температуры;
- при увеличении погрешности измерения выше допустимой (при поверке);
- при нарушении работы запорной арматуры на одной из рабочих измерительной
линии;
- при неустраняемых утечках на рабочей измерительной линии;
- при нарушении канала связи между рабочим первичным преобразователем и
вторичной аппаратурой
-
диагностику состояния и индикацию на АРМы операторов текущего положения
электроприводных кранов на измерительных трубопроводах системы измерений и
отключающей арматуры у ГРС-2 г.Нижнекамск;
-
проверку достижения измеряемыми параметрами заданных предупредительных и
аварийных границ с визуальным и звуковым оповещением обслуживающего
персонала системы измерений;
-
автоматическийконтрольисигнализациюзагазованности(первый
предупредительный порог 10% НКПР и второй аварийный порог 20% НКПР) на
площадке системы измерений;
-
автоматический контроль и сигнализацию пожара в блок-боксе аппаратной;
-
автоматическое отключение приточной вентиляции при пожаре в блок-боксе
аппаратной;
-
автоматическое аварийное отключение системы измерений при пожаре в блок-боксе
аппаратной;
-
автоматическое аварийное отключение системы измрений при достижении
загазованности 20 % НКПР на площадке системы измерений;
-
хранениеиотображениенаАРМизмеренныхирасчетныхзначений
контролируемых параметров;
-
контроль состояния и работоспособности оборудования, СИ и автоматики ИС, в том
числе связей между компонентами ИС с формированием сигнала неисправности;
-
не менее трехуровневой защиты системной информации от несанкционированного
доступа программными средствами (введением паролей доступа);
-
архивирование данных:
-
часовых накопленных данных за период не менее 5 лет;
-
суточных накопленных данных за период не менее 1 года, следующего за отчетным;
-
месячных накопленных данных за период не менее 1 года, следующего за отчетным;
-
свойства газа за отчетный период (среднесуточные значения компонентного состава
и плотности газа при стандартных условиях) за период не менее 1 года, следующего
за отчетным;
-
выдача и архивирование информации в виде 3-х минутных и часовых значений с
глубиной архивирования не менее 3-х месяцев.
-
формирование трендов в автоматизированном режиме за период не менее одного
года с частотой дискретизации 1 секунда.
Лист № 3
Всего листов 6
-
ведение журнала технологических и аварийных сообщений (переключения,
аварийные сигналы, сообщения об ошибках, отказах системы измерений и его
элементов, вмешательства в работу вычислителя, отсутствие электрического
питания, которое обеспечивает функционирование СИ в штатном режиме, внесение
изменений текущих значений условно-постоянных величин, внесенных в память
вычислителя, вид аварийной ситуации во время эксплуатации СИ с сохранением
информации об ее продолжительности);
-
возможность вывода на печать отчетов как в ручном (по команде оператора), так и в
автоматическом режиме;
-
возможность редактирования шаблонов отчетов и защита от редактирования
сформированных форм отчетов.
-
передачававтоматическомрежимепоканаламсвязинаАРМыв
ЭПУ «Нижнекамскгаз», ЗАО «Газпром межрегионгаз Казань», МЧС следующей
информации:
-
мгновенный объемный расход при стандартных условиях через систему
измерений, м
3
/ч;
-
сумарный объем газа при стандартных условиях с начала суток, м
3
;
-
мгновенный объемный расход газа при рабочих условиях по каждому ИТ,
м
3
/ч;
-
часовой объемный расход газа при рабочих условиях по каждому ИТ, м
3
/ч;
-
суточный объемный расход газа при рабочих условиях по каждому ИТ, м
3
/ч;
-
давление газа на выходе системы измерений, МПа;
-
текущее давление газа по каждому ИТ, МПа;
-
текущая температура газа по каждому ИТ,
°
С;
-
данные о параметрах качества газа, введенных в измерительный комплекс
учета расхода газа (плотность газа, компонентный состав газа, теплотворная
способность);
-
архивы данных (часовой отчет, отчет за смену, суточный отчет, месячный
отчет,отчетонештатныхситуацияхивмешательствахвработу
измерительного комплекса);
-
состояние запорной арматуры системы измерений (открыто, закрыто,
промежуточное положение); дистанционный контроль протечек запорной
арматуры на измерительных линиях;
-
оповещение о пожаре;
-
оповещение о загазованности;
-
оповещение по СКУД;
-
диагностическая информация о состоянии контроллерного оборудования и
источников бесперебойного питания.
– передача данных по СМИС
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 газа ультразвуковой
Daniel модели 3414 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений 61888-15), датчик давления КМ35-А (регистрационный
номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 56680-14),
термопреобразователь сопротивления платиновый 65 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 22257-11), преобразователь
измерительный Rosemount 3144Р (регистрационный номер в Федеральном информационном
фондепообеспечениюединстваизмерений56381-14),контроллеризмерительный
FloBoss S600+(регистрационныйномервФедеральном информационномфондепо
Лист № 4
Всего листов 6
обеспечению единства измерений 57563-14), манометр показывающий для точных измерений
МПТИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений 26803-11), термометр биметаллический показывающий (регистрационный
номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46078-11),
термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ4 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 303-91), преобразователь
измерительный тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений 22153-14).
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) системы измерений базируется на
программномобеспеченииконтроллераизмерительногоFloBoss S600+.Программное
обеспечение контроллера измерительного FloBoss S600+ является встроенным и может быть
загружено только при наличии соответствующих прав доступа специальными программными
средствами изготовителя, при этом ранее введенная информация автоматически уничтожается.
Идентификацияпрограммногообеспеченияконтроллераизмерительного
FloBoss S600+ может быть осуществлена по конфигурационному файлу.
Контроллер измерительный FloBoss S600+ внесен в Федеральный информационный
фонд по обеспечению единства измерений. Сведения о программном обеспечении контроллера
измерительного FloBoss S600+ указаны в соответствующей технической документации.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОLinuxBinary.app
Номер версии (идентификационный номер ПО) 06.21
Цифровой идентификатор ПО 0x6051
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений соответствует уровню защиты - высокий.
Метрологические и технические характеристики
0,001
природный газ
Таблица 2
Рабочая среда
Диапазон изменения расхода газа, при стандартных
условиях, м
3
/ч
от 14480 до 596500
от 0,9 до 1,2
от -10 до +20
0,6976
Диапазон избыточного давления газа, МПа
Диапазон температуры газа, °С
Плотностьгазапристандартныхусловиях(20
°
С,
0,1013 МПа), кг/м
3
Содержание механических примесей, г/м
3
согласно СТО Газпром 089-2010
Пределыдопускаемойотносительнойпогрешности
системы измерений при измерении объемного расхода
(объема) газа, приведенного к стандартным условиям, при
поверке преобразователей расходагаза проливным
методом, %
±
0,75
Лист № 5
Всего листов 6
Продолжение таблицы 2
Пределыдопускаемойотносительнойпогрешности
системы измерений при измерении объемного расхода
(объема) газа, приведенного к стандартным условиям, при
поверке преобразователей расхода газа имитационным
методом, %
±
0,8
Средняя наработка на отказ, ч, не менее 18000
Средний срок службы, лет, не менее 10
Знак утверждения типа
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений
типографским способом.
Комплектность средства измерений
Единичный экземпляр системы измерений количества газа на объекте «Газопровод
высокого давления от ГРС-2 г. Нижнекамск до КГПТО ОАО «ТАИФ-НК», НКТЭЦ (ПТК-1),
ГТУ-75 ОАО «НКНХ».
Методика поверки.
Руководство по эксплуатации.
Поверка
осуществляется по документу МП 0378-13-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества газа на объекте «Газопровод высокого давления от ГРС-2 г. Нижнекамск до КГПТО
ОАО«ТАИФ-НК»,НКТЭЦ(ПТК-1),ГТУ-75ОАО«НКНХ».Методикаповерки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИР» 16 ноября 2015 г.
Основное поверочное оборудование:
-
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 имп.
-
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.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция. ГСОЕИ. Расход и объем природного газа. Методика измерений
системой
измерений количества газа на объекте «
Газопровод высокого давления от ГРС-2 г.
Нижнекамск до КГПТО ОАО «ТАИФ-НК», НКТЭЦ (ПТК-1), ГТУ-75 ОАО «НКНХ»,
свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 281013-15/01.00257-2013
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измерений количества газа на объекте «Газопровод высокого давления от ГРС-2
г. Нижнекамск до КГПТО ОАО «ТАИФ-НК», НКТЭЦ (ПТК-1), ГТУ-75 ОАО «НКНХ»
ГОСТ Р 8.741-2011 ГСИ. Объем природного газа. Общие требования к методикам
измерений
Лист № 6
Всего листов 6
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объемного и массового расходов газа
Техническая документация ООО НПП «ГКС»
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие
«ГКС» (ООО НПП «ГКС»)
Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Московская, д.35
ИНН 1655107067
Тел. (843) 221-7000; Факс (843) 221-7001
E-mail:
Испытательный центр
ФГУП «ВНИИР»
Адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»
Тел. (843) 272-70-62, (843) 272-11-24; Факс (843) 272-00-32, (843) 272-11-24
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.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 70061-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северо-Кавказской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Кабардино-Балкарской Республики | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 21901-01 | Датчики давления | ДАГ-530 | ООО "Дитгаз", г.Нижний Новгород | 1 год | Перейти |
| 14051-07 | Счетчики газа бытовые | СГ-1 | ОАО Омское ПО "Радиозавод им.А.С.Попова" (РЕЛЕРО), г.Омск | 5 лет | Перейти |
| 62769-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск") | Нет данных | ООО "Рязанская городская муниципальная энергосбытовая компания" (РГМЭК), г.Рязань | 4 года | Перейти |
| 66262-16 | Система измерительная автоматизированная Турбинного цеха Теплоэлектроцентрали "Температура подшипников питательных насосов" | Нет данных | ОАО "Алтай-Кокс", г.Заринск | 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