МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

9 ноября 2017 г.

Москва

О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 51197 «Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ)» и внесении изменений в описание типа

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращениями ООО Н1Ш «ГКС» от 02 октября 2017 г. № ИСО-3569/17 и № ИСО-3570/17 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ), зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 53894-13, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 51197 «Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ)», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 53894-13, в связи с внесением изменений в методику поверки.

• 3.  Управлению метрологии (Е.Р. Лазаренко), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузин) обеспечить в соответствии с Административным регламентом оформление свидетельства с описанием типа средства измерений и выдачу его юридическому лицу или индивидуальному предпринимателю.

^г \ Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

С Б ЕД Ь н и я о с: Г РТ И Ф И К АТЕ э п

сертификат: 61DA1E000300E901C1ED Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 17.11.2016 до 17.11.2017

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому ре1улированию и метрологии от «09» ноября 2017 г. №2387

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ)

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ) (далее - система измерений) предназначена для автоматизированного измерения с нормированной точностью объемного расхода и объема сухого отбензиненного газа (далее - газ), приведенных к стандартным условиям.

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 и индикацию мгновенных значений расхода газа через каждую измерительную линию (далее - ИЛ) и систему измерений в целом;

приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;

• -   приведение объема газа к стандартным условиям;

• -   измерение в автоматическом режиме и индикацию мгновенных значений давления, температуры газа по каждой ИЛ;

• -   автоматическую сигнализацию предельных значений расхода, температуры, давления газа в каждой ИЛ;

• -   автоматическое измерение (периодичность от 5 до 60 минут) и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерения компонентного состава;

• -   автоматический контроль достоверности данных хроматографа;

• -   автоматическая сигнализация предельных значений компонентного состава газа;

• -   автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа (от 3 до 50 значений);

определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);

архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа (текущие и усредненные значения за месяц);

• -   возможность ввода в вычислители данных компонентного состава, определенных химико-аналитической лабораторией;

• -   автоматическое измерение и индикацию влажности газа в единицах ppm и г/м³ (в диапазоне влажности газа от 0,1 до 100 ppm),

• -   индикацию температуры точки росы по влаге в рабочих условиях и приведенной к контрактному давлению;

• -   автоматическое измерение, индикацию температуры точки росы по углеводородам (в диапазоне от минус 40 до 0°С);

• -   визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;

• -   ручной отбор пробы газа из выходного коллектора;

• -   дистанционный контроль и управление электроприводной запорной арматурой системы измерений, в том числе переключение рабочей измерительной линии на резервную;

контроль и сигнализацию протечек на дренажных и факельных линиях;

• -   автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию наличия пожара в блок-боксе блока измерительных линий (далее - БИЛ) и блока измерений качества (далее - БИК) (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и на операторской станции системы измерений);

автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию 20% и 50% НКПР в блок-боксе БИЛ и БИК (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и на операторской станции системы измерений);

• -   автоматическое регулирование температуры в блок-боксе с передачей сигналов на операторскую станцию о включенном состоянии системы электрообогрева блок-бокса и о снижении температуры воздуха в блок-боксе ниже 0 °C.

• -   защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;

• -   хранение и отображение на операторской станции измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

• -   сохранение накопленных данных и значений коэффициентов, параметров, вводимых вручную, при отсутствии питания более 2-х часов при авариях в системе;

• -   возможность передачи данных с операторской станции на верхний уровень (интерфейс RS-485 по протоколу Modbus, интерфейс Ethernet);

• -   ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора, актов приема-сдачи газа;

• -   регистрацию и хранение всех текущих значений аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.

Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры, давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в состав которых входят следующие средства измерений: счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 36876-08), преобразователь давления измерительный Cerabar S РМР 71 (Росреестр № 16779-04), преобразователь измерительный ТМТ 182 (Госреестр № 39840-08), термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (Госреестр № 26239-06), барьер искробезопасности БИА-101 (Госреестр № 32483-09), контроллер измерительный FloBoss S600 (Госреестр № 38623-08), анализатор влажности модели 3050-OLV (Госреестр № 35147-07), анализатор температуры точки росы углеводородов модель 241 модификации 241 СЕ (Госреестр №20443-06), хроматограф газовый промышленный MicroSam (Госреестр № 27853-04), вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр № 43506-09), контроллер измерительно-вычислительный и управляющий STARDOM (Госреестр № 27611-08).

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:

• -   измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений объема и расхода газа при рабочей температуре и давлении и приведенных к стандартным условиям через каждую ИЛ и систему измерений в целом;

• -   приведения измеренного объема газа к стандартным условиям измерения;

• -   определения суммарного объема перекачиваемого газа через систему измерений в единицах объема за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);

измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений давления газа на каждой ИЛ;

измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений температуры газа на каждой ИЛ;

• -   автоматического измерения (периодичность от 5 до 60 минут), вычисления и индикации компонентного состава, вычисления и индикации плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания (высшей и низшей) и числа Воббе (высшего, низшего) газа по результатам измерения компонентного состава;

• -   автоматической сигнализации предельных значений компонентного состава газа;

• -   автоматического усреднения результатов анализов компонентного состава газа (от 3 до 24 значений);

• -   архивирования и хранения данных анализа компонентного состава газа (текущие и усредненные значения за месяц);

• -   автоматического измерения, вычисления и индикации температур точек росы по влаге и углеводородам, влажности газа;

• -   визуального контроля температуры и давления газа по месту; ручного отбора пробы газа из рабочей и резервной ИЛ;

• -   дистанционного контроля и управления электроприводной запорной арматурой системы измерений, в том числе переключение рабочей ИЛ на резервную;

• -   автоматического контроля загазованности и светозвуковой сигнализации 20% и 50% НКПР в блок-боксе системы измерений;

• -   автоматического пожарообнаружения и светозвуковой сигнализации пожара в блок-боксе системы измерений;

• -   защиты системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;

• -   хранения и отображения на операторской станции измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

• -   формирования отчетов согласованной формы на бумажном носителе.

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 подпрограммы 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 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 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. Уровень защиты ПО системы измерений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица! - Идентификационные данные ПО

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 53894-13 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ). Методика поверки» с Изменением № 1, утвержденному ФГУП ВНИИР 27 сентября 2017 г.

Основные средства поверки:

• - калибратор многофункциональный модели ASC300-R (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 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 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21591-07), диапазон частот от 0 до 10000 Гц, погрешность счета импульсов ±1 импульс;

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 303-91), диапазон измерений от 0 до плюс 55 °C, цена деления 0,1 °C;

• - барометр-анероид БАММ-1, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76), диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления шкалы 100 Па;

• - гигрометр психрометрический ВИТ, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 9364-08), диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%, цена деления термометров 0,5 °C;

• - средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы измерений.

Сведения о методиках измерений

«Инструкция. ГСИ. Расход и объем сухого отбензиненного газа. МВИ системой измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ)», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 2599013-08, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР. 1.29.2009.05797.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений

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

Приказ Минэнерго РФ № 179 от 15.03.2016 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».

Изготовитель

Закрытое акционерное общество Научно-инженерный центр «Инкомсистем»

ИНН 1660002574

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань,ул. Пионерская, д.17

Телефакс: +7(843) 212-50-10/212-50-20

E-mail: www.incomsystem.ru

Испытательный центр

Центр испытаний средств измерений Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»

Тел.: +7(843) 272-70-62, (843) 272-11-24

Факс: +7(843) 272-00-32, (843) 272-11-24

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail:office@vniir.org

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.