V

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Сертификат: 7B1801563EA497F787EAF40A918A8D6F Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович Действителен: с 19.05.2025 до 12.08.2026

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

_00о5р₀    2025 г. № ²³⁵¹

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений

Лист № 1 Регистрационный № 59919-15                                         Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров природного газа в составе пункта измерения расхода природного газа УКПГ-2 поз. 4 на УКПГ2 Северо-Уренгойского месторождения ЗАО «НОРТГАЗ» (далее - СИКГ) предназначена для измерения в автоматизированном режиме объемного расхода и объема газа в рабочих условиях, температуры и давления газа, приведение измеренных значений объемного расхода и объема газа к стандартным условиям (температура 20 °С, абсолютное давление 101,325 кПа), отображения и регистрации результатов измерений количества и параметров газа.

Описание средства измерений

СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными документами ее компонентов. Заводской номер СИКГ: 236.

Принцип действия СИКГ основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи блока обработки информации (далее - БОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от средств измерений объемного расхода, давления и температуры. Коэффициент сжимаемости газа вычисляется БОИ в соответствии с ГОСТ 30319.3-2015. БОИ автоматически проводит вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по результатам измерений объемного расхода при рабочих условиях, давления, температуры и вычисленного коэффициента сжимаемости газа.

В состав СИКГ входят следующие блоки:

• - блок измерительных трубопроводов с приборами;

• - блок контроля качества;

• - БОИ;

• - система управления.

Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКГ и участвующие в измерении объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, представлены в таблице 1.

Таблица 1 - СИ, входящие в состав СИКГ

Основные функции СИКГ:

• - измерение в автоматическом режиме, индикация и сигнализация предельных значений объема и объемного расхода газа при рабочей температуре и давлении, и приведенных к стандартным условиям, по каждому измерительному трубопроводу (далее - ИТ) и СИКГ в целом с использованием рабочего и резервного контроллера расхода;

• - определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за отдельные периоды (час, сутки, месяц);

• - измерение в автоматическом режиме, индикация и сигнализация предельных значений давления газа в каждом ИТ;

• - измерение в автоматическом режиме, индикация и сигнализация предельных значений температуры газа в каждом ИТ;

• - измерение в автоматическом режиме, индикация и сигнализация предельных значений компонентного состава газа поточным хроматографом;

• - автоматическое усреднение, нормировка и пороговый контроль результатов анализа компонентного состава газа;

• - автоматический сбор данных о параметрах количества и показателей качества природного газа от контроллера расхода газа, сбора данных о компонентном составе от автоматического потокового хроматографа, а также выполнение математической и статистической обработки с использованием контроллера вычисления физико-химических характеристик;

• - вычисление и индикация плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания (высшая и низшая) и числа Воббе (высшее, низшее) газа по результатам измерений компонентного состава;

• - автоматическое измерение и индикация температуры точек росы по воде и углеводородам анализатором;

• - автоматическое вычисление и приведение значений температуры точки росы по воде к давлению 3,92 МПа;

• - дистанционный контроль и управление шаровыми кранами на ИТ СИКГ;

• - диагностика состояния и индикация на автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора текущего положения кранов на ИТ СИКГ;

• - визуальное и звуковое оповещение обслуживающего персонала СИКГ о достижении измеряемыми параметрами заданных предельных и аварийных границ;

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

• - контроль состояния и работоспособности оборудования, СИ и автоматики СИКГ, в том числе связей между компонентами СИКГ с формированием сигнала неисправности;

• - защита системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа);

• - архивирование данных:

• - трендов за период не менее полугода с частотой дискретизации 1 секунда;

• - часовых накопленных данных за период не менее 35 суток;

• - 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) за период не менее 1 года, следующего за отчетным;

• - формирование отчетов (почасовой, суточный, месячный).

В СИКГ предусмотрена защита от несанкционированного доступа к системной информации, программным средствам, текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для зашиты файлов и баз данных, ведение журналов событий). Пломбировка элементов СИКГ проводится в соответствии с их эксплуатационной документацией. Пломбирование СИКГ не предусмотрено. Табличка с заводским номером установлена на двери внутри блок-бокса СИКГ.

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ обеспечивает реализацию функций СИКГ.

ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем применения систем идентификации пользователя с помощью логина, пароля и пломбировки корпуса вычислителей. Метрологические характеристики СИКГ нормированы с учетом влияния ПО.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Продолжение таблицы 2

Метрологические и технические характеристики Метрологические характеристики представлены в таблице 3, основные технические характеристики представлены в таблице 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКГ

Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКГ

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность СИКГ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность СИКГ

Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем природного газа. Методика измерений системой измерений количества и параметров природного газа в составе «Пункта измерения расхода газа (СИКГ ПИРГ) на УКПГ-2, Восточного купола Северо-Уренгойского месторождения», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № RA.RU.313391/103013-24, регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2025.51343

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации №1847 от 16.11.2020 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, п. 6.7.1)

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «ГКС»

(ООО НПП «ГКС»)

Адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Тази Гиззата, д.3

ИНН1655107067

Тел. (843) 221 70 00. Факс (843) 221 70 01

E-mail: mail@nppgks.com

Испытательный центр

Всероссийский    научно-исследовательский    институт расходометрии -

филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»

(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А

Тел. (843) 272-70-62. Факс (843) 272-00-32

E-mail: office@vniir.org

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310592

Лист № 1 Регистрационный № 71049-18                                         Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 747 ООО «Новатэк-Усть-Луга» (далее - СИКНП) предназначена для измерений массы и показателей качества нефтепродуктов (тяжелая нафта (ТН), легкая нафта (ЛН), газойль, дизельная фракция (ДФ), судовое маловязкое топливо (СМТ), авиационное топливо (АТ), судовое топливо (СТ), газовый конденсат стабильный (ГКС), смесь легкой и тяжелой нафты (СЛТН), компонент судового топлива (КСТ)).

Описание средства измерений

Принцип действия СИКНП основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтепродуктов с применением счетчиков-расходомеров массовых и косвенного метода динамических измерений массы нефтепродуктов с применением турбинных преобразователей расхода и преобразователей плотности. Выходные сигналы измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефтепродуктов по реализованному в нем алгоритму.

СИКНП представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта и изготовленной из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКНП осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНП и эксплуатационными документами на ее измерительные компоненты (средства измерений).

Все измерительные компоненты (средства измерений) и оборудование СИКНП размещены в отапливаемых помещениях.

В состав СИКНП входят измерительные компоненты, представленные средствами измерений, приведенными в таблице 1.

аблица 1 - Измерительные компоненты

В состав СИКНП входят показывающие средства измерений температуры и давления утвержденных типов.

СИКНП обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматические измерения массы нефтепродуктов в блоках измерительных линий (БИЛ): БИЛ № 1, БИЛ № 2, БИЛ № 3, БИЛ № 4, косвенным методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефтепродуктов;

• - автоматические измерения массы нефтепродуктов в БИЛ № 5 прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефтепродуктов;

• - измерения давления и температуры нефтепродуктов автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;

• - измерения плотности нефтепродуктов в рабочих диапазонах температуры и давления нефтепродуктов, разности давления на фильтрах и объемного расхода в блоках измерений показателей качества нефтепродуктов (далее - БИК);

• - проведение поверки и контроля метрологических характеристик ТПР и СРМ на месте эксплуатации без нарушений процесса измерений с помощью поверочной установки, применяемой в качестве рабочего эталона;

• - автоматический и ручной отбор проб нефтепродуктов согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

• - автоматическое и ручное управление измерительными линиями;

• - автоматизированное регулирование расхода нефтепродуктов через измерительные линии;

• - автоматический контроль параметров измеряемой среды (нефтепродуктов), их индикация и сигнализация нарушений установленных границ, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;

• - защита информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.

  Для защиты от несанкционированных настройки и вмешательства, которые могут повлиять на результаты измерений средства измерений снабжены средствами защиты (пломбами) в соответствии с описанием типа средств измерений, их эксплуатационной документацией или МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок». Установка пломб непосредственно на СИКНП не предусмотрена.

  Единичный экземпляр СИКНП имеет заводской № 01.

  Заводской номер СИКНП нанесен методом металлографики на маркировочную табличку, установленную на технологическом комплексе СИКНП. Возможность нанесения знака поверки на СИКНП не предусмотрена.

  Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа представлены на рисунке 1.

  Место нанесения

  знака

  

  утверждения типа

  
  ЕНЕ
  Система измерений количества и показателей качества
  нефтепродуктов № 747 ООО "Новатэк-Усть-Луга"

  ЗАВОДСКОЙ НОМЕР

  01
  

  Место нанесения заводского номера

  2012

Рисунок 1 - Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Программное обеспечение (ПО) СИКНП (ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора) обеспечивает реализацию функций СИКНП. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКНП в целях утверждения типа.

Наименование ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Уровень защиты ПО СИКНП «высокий» в соответствии с рекомендациями по метрологии Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Метрологические и основные технические характеристики СИКНП приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

¹⁾ Указаны максимальные диапазоны измерений расхода. Фактические диапазоны измерений расхода определяются при проведении поверки и не могут превышать максимальные диапазоны измерений расхода.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

наносится на маркировочную табличку методом металлографики и в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНП типографским способом.

Комплектность СИКНП приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность СИКНП

приведены в документе «Инструкция. 0490.01.00.000 ИС. МИ. ГСИ. Масса нефтепродуктов. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 747 ООО «Новатэк-Усть-Луга» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2025.51882).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление правительства Российской Федерации № 1847 от 16.11.2020 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.3.1)

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз»

(ООО «ИМС Индастриз»)

ИНН 7736545870

Адрес местонахождения: 142703, Московская обл., Ленинский р-н, г. Видное,

ул. Донбасская, д. 2, стр. 10, ком. 611

Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47а

Телефон: (495) 221-10-50

Факс: (495) 221-10-51

E-mail: ims@imsholding.ru

Испытательный центр

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»

(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева)

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

Юридический адрес: 190005, Российская Федерация, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19

ИНН 7809022120

Телефон: +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32

Web-сайт: www.vniir.org, e-mail: office@vniir.org

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц

RA.RU.310592

Лист № 1 Регистрационный № 71659-18                                          Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерения

Профилемеры многоканальные с навигационной системой (далее - профилемеры) предназначены для измерений глубины дефекта геометрии трубы выступающего внутрь и координаты дефекта вдоль оси трубы при проведении внутритрубного диагностирования магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

Описание средства измерений

Принцип действия профилемеров основан на определении угла отклонения измерительных рычагов, имеющих непосредственный контакт с внутренней стенкой трубопровода через полиуретановые элементы скольжения (накладки). При проходе накладки с бездефектного участка трубы на дефект происходит отклонение рычага, которое регистрируется профилемерами и в дальнейшем интерпретируется как геометрическая величина и координата положения дефекта вдоль оси трубы посредством программного обеспечения. Каждый из измерительных рычагов соединен со своим датчиком углового перемещения и поэтому регистрация геометрических дефектов трубопровода является многоканальной, по одному каналу на каждый рычаг.

Профилемеры являются модульными измерительными приборами неразрушающего контроля. Конструктивно профилемеры состоят:

• - в исполнении 10-ПРН.01-00.000: из трансмиттерной, навигационной, батарейной, измерительной и одометрической секции;

• - в исполнении 14-ПРН.00-00.000 и 16-ПРН.01-00.000: из батарейной и объединенной в одном корпусе измерительной секции, дополненной трансмиттерным и одометрическим блоками;

• - в исполнении 22-ПРН.00-00.000, 28-ПРН.02-00.000, 40-ПРН.01-00.000: из одной секции, объединяющей все вышеперечисленные.

Секция профилеметрии имеет два пояса подпружиненных измерительных рычагов. Пояса рычагов сдвинуты друг относительно друга для обеспечения полного охвата накладками внутренней поверхности трубы при диагностическом обследовании.

К настоящему типу средств измерений относятся профилемеры, указанные в таблице 1:

Таблица 1 - Типоразмеры профилемеров многоканальных______________________________

Профилемеры помимо типоразмера отличаются наличием дополнительного не метрологического оборудования и количеством секций.

Так как каждый профилемер предназначен для диагностики магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов нескольких диаметров, для лучшего прохождения изгибов трубопровода имеется комплект сменных секций и манжет разных размеров, которые устанавливаются перед проведением диагностики.

Нанесение знака поверки на средство измерения не предусмотрено.

Заводской номер в виде цифрового обозначения наносится ударным способом на табличку, закреплённую на корпусе секции.

Пломбирование профилемеров не предусмотрено.

Фотографии общего вида профилемеров представлены на рисунках 1-4.

Место нанесения

заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид профилемера многоканального 10-ПРН.01-00.000

Место нанесения заводского номера

Рисунок 3 - Общий вид профилемера многоканального 16-ПРН.01-00.000

Место нанесения заводского номера для исполнения

22-ПРН.00-00.000

Место нанесения заводского номера для исполнений 28-ПРН.02-00.000 и 40-ПРН.01-00.000

Рисунок 4 - Общий вид профилемеров многоканальных 22-ПРН.00-00.000, 28-ПРН.02-00.000,

40-ПРН.01-00.000

Программное обеспечение (далее - ПО), входящее в состав профилемеров, служит для подготовки и настройки оборудования перед пропуском внутритрубного инспекционного прибора по трубопроводу.

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Технические характеристики

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации в правом верхнем углу методом печати. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.

Комплектность средств измерений

Таблица 5 - Комплектность профилемера 10-ПРН.01-00.000

Таблица 6 - Комплектность профилемера 14-ПРН.00-00.000

Таблица 7 - Комплектность профилемера 16-ПРН.01-00.000

Таблица 8 - Комплектность профилемера 22-ПРН.00-00.000

Таблица 9 - Комплектность профилемера 28-ПРН.02-00.000

Таблица 10 - Комплектность профилемера 40-ПРН.01-00.000

приведены в Руководстве оператора 22.0529-34 Программа «Терминал ОПТ», разделы 8, 10-13.

ТУ 4834-095-18024722-2013 Профилемеры многоканальные типа ПРН. Технические условия

Изготовитель

Акционерное общество «Транснефть - Диаскан»

(АО «Транснефть - Диаскан»)

ИНН: 5072703668

Адрес: 140501, Россия, Московская область, г. Луховицы, ул. Куйбышева, д. 7

Телефон: +7 (496) 632-40-36

Факс: +7 (496) 636-16-33

E-mail: postman@ctd.transneft.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт оптико-физических измерений»

(ФГУП «ВНИИОФИ»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, 46

Адрес места осуществления деятельности: 119361, РОССИЯ, г. Москва, ул. Озёрная, 46

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений 30003-2014

В части вносимых изменений

Федеральное государственное унитарное предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений»

(ФГУП «ВНИИФТРИ»)

Адрес: 141570, РОССИЯ, Московская обл., г. Солнечногорск, р.п. Менделеево, промзона ФГУП «ВНИИФТРИ»

Адрес места осуществления деятельности: 141570, РОССИЯ, Московская обл., г. Солнечногорск, р.п. Менделеево, промзона ФГУП «ВНИИФТРИ»

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений 30002-13

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от «КО » октяЯро 2025 г. № ЯЗЯ 1

Лист № 1 Регистрационный № 58281-14                                         Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа газопровод ДНС Узунского месторождения - точка врезки в газопровод ДНС Малочерногорская - точка врезки в газопровод ДНС Лор-Еган-БГПЗ ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа газопровод ДНС Узунского месторождения - точка врезки в газопровод ДНС Малочерногорская - точка врезки в газопровод ДНС Лор-Еган-БГПЗ ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (далее - СИКГ) предназначена для измерения объёма и объёмного расхода газа, приведённого к стандартным условиям (температура плюс 20 °C, абсолютное давление 0,101325 МПа).

Описание средства измерений

Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи измерительно-вычислительного комплекса входных сигналов, поступающих от средств измерений абсолютного давления, перепада давления и температуры. Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путём применения измерительных преобразователей используемых в качестве барьера искрозащиты.

СИКГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров газа: абсолютное давление, температура и перепад давления (на стандартном сужающем устройстве - диафрагме по ГОСТ 8.586.2-2005). Компонентный состав газа определяется в химико-аналитической лаборатории согласно ГОСТ 31371.7-2008. По измеренным компонентному составу, абсолютному давлению и температуре газа УВП-280 производит расчет физических свойств газа в соответствии с ГСССД МР 113-03. Далее УВП-280 производит вычисление объемного расхода (объёма) газа, приведённого к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, в соответствии с ГОСТ 8.586.1-2005 и ГОСТ 8.586.5-2005 на основе измерений перепада давления (на стандартном сужающем устройстве - диафрагме по ГОСТ 8.586.2-2005), абсолютного давления, температуры и рассчитанных физических свойств газа.

СИКГ представляет собой единичный экземпляр системы измерительной, спроектированной для конкретного объекта из компонентов отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными документами ее компонентов.

Конструкция и длины прямых участков измерительных трубопроводов соответствуют требованиям ГОСТ 8.586.1-2005, ГОСТ 8.586.2-2005, ГОСТ 8.586.5-2005. Преобразователи температуры и преобразователи давления монтируются на измерительном трубопроводе в соответствии с ГОСТ 8.586.1-2005 и ГОСТ 8.586.5-2005.

В состав СИКГ входят:

• - основная измерительная линия (далее - ИЛ 1);

• - резервная измерительная линия (далее - ИЛ 2);

• - система сбора и обработки информации (далее - СОИ).

Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:

• - измерение перепада давления (на стандартном сужающем устройстве - диафрагме по ГОСТ 8.586.2-2005), абсолютного давления и температуры газа;

• - вычисление физических свойств газа в соответствии с ГСССД МР 113-03;

• - вычисление объёмного расхода (объёма) газа, приведённого к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, в соответствии с ГОСТ 8.586.1-2005 и ГОСТ 8.586.5-2005;

• - формирование отчетов, архивирование, хранение, отображение на дисплее и передача на операторскую станцию измеренных и вычисленных значений параметров газа;

• - ручной отбор проб для лабораторного анализа компонентного состава;

• - защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам.

Средства измерений, входящие в состав СИКГ, приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Состав СИКГ

Место расположения СИКГ, заводской номер 311: ЦППН-1 ДНС Узунского месторождения. В целях защиты от несанкционированной настройки и вмешательства предусмотрено пломбирование мест установки диафрагм организацией осуществляющей сервисное обслуживание СИКГ. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКГ осуществляется согласно их описаниям типа. Нанесение знака поверки на СИКГ не предусмотрено. Заводской номер в виде цифрового обозначения указан на информационной табличке установленной на стене блок-бокса, методом аэрографии.

Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид СИКГ

Место нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Место нанесения заводского номера

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ (УВП-280) обеспечивает реализацию функций СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утверждённому типу, осуществляется путём аутентификации (введением пароля), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи и идентификации.

Защита реализуется при помощи пломбируемой защитной планки на лицевой панели прибора и многоуровневой системы паролей. ПО СИКГ имеет уровень защиты «средний» согласно Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО СИКГ приведены в таблице 1.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКГ типографским способом.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

приведены в документе ВЯ-1928/2025 «Инструкция. ГСИ. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа газопровод ДНС Узунского месторождения - точка врезки в газопровод ДНС Малочерногорская - точка врезки в газопровод ДНС Лор-Еган-БГПЗ ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 1928/01.00248-2014/2025 от 03 июня 2025 г.

Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.6)

Приказ Росстандарта от 11 мая 2022 г. № 1133 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений объёмного и массового расходов газа»

ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «Нефтегазинжиниринг»

(ООО «НПП «Нефтегазинжиниринг»)

ИНН 0278093583

Адрес: 450027, г. Уфа, ул. Индустриальное шоссе, 55

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический центр СТП»

(ООО «Метрологический центр СТП»)

420107, г. Казань, ул. Петербургская, 50, корп. 5

тел. (843)214-20-98, факс (843)227-40-10

e-mail: office@ooostp.ru

http://www.ooostp.ru

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30151-11 от 01.10.2011 г.

В части вносимых изменений

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, Ямало-Ненецком автономном округе»

(ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

Адрес: 625027, Тюменская обл., г.о. город Тюмень, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88

Телефон: (3452) 500-532

Web-сайт: ЬирБУ/тцсм.рф

E-mail: info@csm72.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311495