ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии от « ⁰¹ »     ______   2025 г. № _⁶⁰⁸

Сведения

об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений

Лист № 1 Регистрационный № 64089-16                                          Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров природного газа в составе «Пункта измерения расхода газа (СИКГ ПИРГ) на УКПГ-1 Западного купола Северо-Уренгойского месторождения» (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.

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: 487.

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;

• - 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.

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.

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-1 Западного купола Северо-Уренгойского месторождения», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № RA.RU.313391/102013-24, регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2025.51331

П. 6.7.1 Постановления Правительства Российской Федерации №1847 от 16.11.2020 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»

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

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

01         декабря           лг 26С

Лист № 1 Регистрационный № 65513-16                                        Всего листов 13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерительная установки по производству цианида натрия ООО «Саратоворгсинтез» титул 572 (далее - ИС) предназначена для непрерывного измерения параметров технологического процесса в реальном масштабе времени (температуры, давления, разности давлений, уровня, расхода, объемной доли токсичных газов при контроле предельно допустимых концентраций (далее - ПДК), массовой концентрации, водородного показателя и окислительно-восстановительного потенциала).

Принцип действия ИС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи комплекса измерительно-вычислительного CENTUM модели VP (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 21532-14) (далее - CENTUM VP) входных аналоговых унифицированных электрических сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от первичных и промежуточных измерительных преобразователей (далее - ИП).

ИС состоит из первичных ИП; промежуточных ИП, преобразующих сигналы от первичных ИП в унифицированные сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА; модулей ввода/вывода подсистемы полевого ввода/вывода (FIO) CENTUM VP; автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ) операторов-технологов; программного обеспечения.

ИС обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматизированное измерение, регистрация, обработка, контроль, хранение и индикация параметров технологического процесса;

• - предупредительная и аварийная сигнализация при выходе параметров технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в работе оборудования;

• - управление технологическим процессом в реальном масштабе времени;

• - противоаварийная защита оборудования;

• - представление технологической и системной информации на дисплеи мониторов АРМ операторов-технологов;

• - накопление, регистрация и хранение поступающей информации;

• - самодиагностика;

• - автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов;

• - вывод данных на печать;

• - защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и от изменения установленных параметров.

Конструктивно ИС выполнена в виде металлических приборных шкафов, кабельных линий связи, а также серверов и АРМ операторов-технологов.

Сбор информации о состоянии технологического процесса осуществляется посредством аналоговых и дискретных сигналов, поступающих по соответствующим ИК. ИС включает в себя также резервные ИК.

ИС осуществляет измерение параметров технологического процесса следующим образом:

- первичные ИП преобразуют текущие значения параметров технологического процесса в электрические сигналы (аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА);

- электрические сигналы от первичных ИП поступают на соответствующие входы модулей ввода AAI143 подсистемы полевого ввода/вывода (FIO) CENTUM VP (далее - AAI143);

- цифровые коды, преобразованные посредством модулей AAI143 и станции управления (FCS) на базе контроллеров типа AFV (далее - FCS CENTUM VP) в значения физических параметров технологического процесса, а также данные с интерфейсных входов отображаются на мнемосхемах мониторов АРМ операторов-технологов.

Информация об измеряемых параметрах технологического процесса представляется на мнемосхемах мониторов АРМ операторов-технологов в виде числовых значений, гистограмм, трендов, текстов, рисунков и цветовой окраски элементов мнемосхем, а также интегрируется в базу данных системы.

Состав ИК ИС приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав ИК ИС

Заводской номер ИС (№ 02) в виде цифрового обозначения нанесен типографским способом на маркировочную табличку, расположенную на корпусе шкафа вторичной части ИК, и на титульный лист паспорта.

Конструкция ИС и условия эксплуатации ИС не предусматривают нанесение знака поверки.

Пломбирование ИС не предусмотрено.

Программное обеспечение (далее - ПО) ИС реализовано на базе ПО CENTUM VP и разделено на базовое ПО и внешнее ПО.

Для преобразования измеренных аналоговых сигналов в цифровой эквивалент используются алгоритмы, реализованные в базовом ПО и записанные в постоянной памяти соответствующего модуля. Базовое ПО устанавливается в энергонезависимую память модулей ИС на заводе-изготовителе во время производственного цикла. Базовое ПО недоступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего времени функционирования.

Внешнее ПО устанавливается на персональные компьютеры АРМ операторов-технологов. Внешнее ПО предназначено для конфигурирования и обслуживания микропроцессорных контроллеров ИС и не влияет на метрологические характеристики модулей ввода/вывода ИС. С его помощью производится:

- настройка параметров модулей, контроллеров (подключение ИК, указание типа подключенного ИП, масштабирование, отображение и т.д.);

• - параметризация и настройка протоколов промышленных полевых шин и сетей Ethernet верхнего уровня;

• - программирование логических задач контроллеров;

• - тестирование, архивирование проектов, обслуживание готовой системы;

• - защита от изменений с помощью многоуровневой парольной защиты;

• - отображение и управление параметрами процесса в реальном времени;

• - разграничение доступа персонала с помощью системы паролей.

Внешнее ПО не имеет доступа к энергонезависимой памяти модулей ввода/вывода ИС, не позволяет заменять или корректировать базовое ПО.

Конструкция ИС исключает возможность несанкционированного влияния на ПО ИС и измерительную информацию.

Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИС

Уровень защиты ПО ИС от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.

Метрологические характеристики ИК ИС приведены в таблице 3.

аблица 3 - Метрологические характеристики ИК ИС

¹⁾ Указан максимальный диапазон измерений (диапазон измерений для ИК может быть настроен на меньший в соответствии с эксплуатационной документацией на первичный ИП).

2 Пределы допускаемой основной погрешности ИК рассчитывают по формулам:

- абсолютная Дик, в единицах измеряемой величины:

^Дик = ±^^д2пп^Вп (^100^ ^{или Дик} = ± ⁽  100 ⁾ •J^YПП+YВп^,

• - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности первичного ИП ИК, в единицах измеряемой величины;

• - пределы допускаемой основной приведенной к диапазону измерений/преобразований погрешности вторичной части ИК, %;

• - настроенный верхний предел измерений ИК, соответствующий значению силы постоянного тока 20 мА, в единицах измеряемой величины;

• - настроенный нижний предел измерений ИК, соответствующий значению силы постоянного тока 4 мА, в единицах измеряемой величины;

• - пределы допускаемой основной приведенной к диапазону измерений погрешности первичного ИП ИК, %.

  ^Ynn

  - относительная, %:

  где

  ^Зик = ± |зПп⁺^Вп ⁽" X   ^Н) ,

  ^Хизм

  З_ПП - пределы допускаемой основной относительной погрешности первичного ИП ИК, %; Х_изм - измеренное значение, в единицах измеряемой величины.

  - приведенная, %:

  где

  ^YIII<  ±J^Ynn^+YBn,

  у_пп - пределы допускаемой основной приведенной к диапазону измерений погрешности первичного ИП ИК, %.

  Метрологические характеристики ИК			Метрологические характеристики измерительных компонентов ИК
  			Первичный ИП		Вторичная часть ИК
  Наименование ИК	Диапазоны измерений	Пределы допускаемой основной погрешности	Тип (выходной сигнал)	Пределы допускаемой основной погрешности	Тип модуля ввода/вывода	Пределы допускаемой основной погрешности

3 Для расчета погрешности ИК в условиях эксплуатации:

- приводят форму представления основных и дополнительных погрешностей измерительных компонентов ИК к единому виду (приведенная, относительная, абсолютная);

- для каждого измерительного компонента ИК рассчитывают пределы допускаемых значений погрешности в условиях эксплуатации путем учета основной и дополнительных погрешностей от влияющих факторов.

Пределы допускаемых значений погрешности Дси измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации вычисляют по формуле:

где   Д_о

n

Д1

Для каждого ИК рассчитывают границы, в которых с вероятностью равной 0,95 должна находиться его погрешность Д_ИК, в условиях эксплуатации по формуле:

k

^Дси_п

j=0

где k - количество измерительных компонентов ИК;

Дсщ - пределы допускаемых значений погрешности Дси j-го измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации.

Основные технические характеристики Ис приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Технические характеристики ИС

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность ИС представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность ИС

приведены в руководстве по эксплуатации (приложение В).

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Общество с ограниченной ответственностью «Саратоворгсинтез»

(ООО «Саратоворгсинтез») Адрес: 410059, Российская Федерация, г. Саратов, пл. Советско-Чехословацской дружбы, 1

ИНН 6451122250

Телефон: (8452)98-52-09

Факс: (8452)98-95-61

e-mail: office@saratov.lukoil.com

http://www.saratov.lukoil.com

ООО Центр Метрологии «СТП»

420107, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, к. 5, офис 7

Телефон: (843)214-20-98

Факс: (843)227-40-10

E-mail: office@ooostp.ru http://www.ooostp.ru

Аттестат аккредитации ООО Центр Метрологии «СТП» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311229 от 30.07.2015 г.

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология» (ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»)

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Телефон: +7 (495) 108-69-50

E-mail: info@metrologiya.prommashtest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314164

Лист № 1 Регистрационный № 83819-21                                        Всего листов 16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО -Электрогенерация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ состоит из трех уровней:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

• 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 для ИК №№ 1-25, 32-42, ARIS MT200 для ИК №№ 43-44 (далее - УСПД), устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в УСПД ARIS MT200, и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя два сервера баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ - основной и резервный (работают в режиме «горячего» резервирования) с программным обеспечением ПК «Энергосфера» (далее -ПО), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

ИИК, ИВКЭ, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС), затем - на сервер БД. На сервере БД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера БД информация по ЛВС передается на АРМ.

Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в необходимом формате.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя ГЛОНАСС-приемник, входящей в состав УСПД ARIS MT200, встроенные часы УСПД ARIS MT200 и ЭКОМ-3000, встроенные часы серверов БД и счетчиков. Синхронизация УСПД ARIS МТ200 со шкалой национального координированного времени UTC(SU) выполняется от встроенного приёмника ГЛОНАСС (в режиме устойчивой синхронизации) по протоколу NMEA и сигналу PPS этого приёмника каждую секунду: при расхождениях шкал более 1 с коррекция выполняется шагом на всю величину расхождения с точностью до секунды, при расхождениях менее 1 с коррекция выполняется плавной подстройкой тактовой частоты программного таймера, задающего ход часов УСПД ARIS МТ200. УСПД «ЭКОМ-3000» синхронизируется от УСПД ARIS MT200 по протоколу NTP с периодом не более 5 минут, компенсируя значительные расхождения шкал шагами в пределах 10 с, дальнейшие коррекции выполняются при превышении рассинхронизации 100 мс.

Сравнение показаний часов сервера БД с часами УСПД ARIS MT200 осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера БД производится при расхождении часов сервера БД с часами УСПД на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено. Заводской номер 640 средства измерений указывается в формуляре типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.

Таблица 2 - Перечень и состав ИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком. Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера.

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• - электросчетчика;

• - УСПД;

- сервера. Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений;

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

аблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

П Продолжение таблицы 6

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация», аттестованном Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», г. Новосибирск, уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц RA.RU.311735, «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация» в части отдельных измерительных каналов, аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», г. Магнитогорск, уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц RA.RU.314868.

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения»

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»

Филиал «Верхнетагильская ГРЭС» акционерного общества «Интер РАО -Электрогенерация»

(Филиал «Верхнетагильская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация»)

ИНН 7704784450

Юридический адрес: 119435, г. Москва, ул. Большая Пироговская, д 27, стр. 1

Телефон: +7 (34357) 2-23-59

Факс: +7 (34357) 2-22-22

E-mail: secretary_vtgres@interrao.ru

Общество с ограниченной ответственностью Управляющая компания «РусЭнергоМир» (ООО УК «РусЭнергоМир»)

ИНН 5404338740

Адрес: 630087, г. Новосибирск, ул. Новогодняя, 24/1

Телефон/факс: +7 (383) 349-81-00

E-mail: info@rusenergomir.ru

Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений»

(Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)

Адрес: 630004, Российская Федерация, г. Новосибирск, пр-кт Димитрова, д. 4

Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60

E-mail: director@sniim.ru

Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью ИНВЕСТИЦИОННОИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ»

(ООО ИИГ «КАРНЕОЛ»)

Юридический адрес: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, пр-т Ленина, д. 124, офис 15

Адрес места осуществления деятельности: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2

Телефон: +7 (982) 282-82-82

E-mail: carneol@bk.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312601

Лист № 1 Регистрационный № 59157-14                                          Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества природного газа на объекте ВТСМ. ГП. УКПГ. Здание УППГ (СИКГ) (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода и объема природного газа, приведенных к стандартным условиям (температура плюс 20 °C, абсолютное давление 0,101325 МПа).

Принцип действия СИКГ 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 ультразвуковых преобразователи расхода, а также измерительных преобразователей давления и температуры газа поступают в измерительные контроллеры FloBoss. По полученным измерительным сигналам от ультразвуковых преобразователей расхода, измерительных преобразователей давления и температуры газа, и полученным по протоколу Modbus RTU данным от вычислителей АКОНТ, контроллеры FloBoss по заложенному в них программному обеспечению производят вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

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.

В состав СИКГ входят:

• - блок измерительных линий (далее - БИЛ), включающий в себя две рабочие измерительные линии DN 700 (ИЛ № 1 и ИЛ № 2) и одну резервную измерительную линию DN 700 (ИЛ № 3);

• - блок измерений показателей качества (далее - БИК);

• - система обработки информации (далее - СОИ).

В БИЛ на каждой измерительной линии (далее - ИЛ) установлены:

• - счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 43981-11);

• - преобразователи давления измерительные EJX (регистрационный номер 28456-09) модели EJX 510;

- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный номер 53211-13);

- преобразователи измерительные Rosemount 3144P (регистрационный номер 56381-14);

- преобразователи измерительные 3144P (регистрационный номер 14683-09).

БИК включает:

- хроматографы газовые промышленные МАГ модели КС 50.310-000-01 (регистрационный номер 55668-13);

- анализаторы газовые промышленные (регистрационный № 57014-14 в ФИФОЕИ) модели «АнОкс» КС 50.260-000.

СОИ состоит из:

- контроллеров измерительных FloBoss модели S600+ (регистрационный номер 38623-11) (далее - FloBoss S600+);

• - вычислители расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (регистрационный номер 43506-09) (далее - вычислители «АКОНТ»);

• - преобразователей измерительных тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (регистрационный номер 22153-08) модели KFD2-STC4-Ex1.20;

• - автоматизированного рабочего места оператора, на которое по последовательному интерфейсу RS-485 с использованием протокола Modbus RTU посредством преобразователя интерфейсов Ethernet/RS-485 передается информация от FloBoss S600+ и вычислителей «Аконт».

В составе СИКГ выделены автономные блоки ИЛ-1, ИЛ-2, ИЛ-3, каждый из которых включает средства измерений соответствующей измерительной линии и СОИ. Автономные блоки позволяют проводить измерения объемного расхода и объема природного газа, приведенных к стандартным условиям, с использованием компонентного состава газа, определенного в БИК или в испытательной лаборатории.

Заводской номер 1633-13 СИКГ наносится типографским способом на маркировочную табличку, расположенную на шкафу СОИ. Общий вид маркировочной таблички и место нанесения заводского номера СИКГ представлены на рисунке 1. Место установки маркировочной таблички СИКГ представлено на рисунке 2.

Рисунок 1 - Общий вид маркировочной таблички и место нанесения заводского номера СИКГ

Рисунок 2 - Место установки маркировочной таблички СИКГ

Нанесение знака поверки на СИКГ не предусмотрено.

Пломбирование СИКГ не предусмотрено. Пломбирование средств измерений, входящих в состав СИКГ, осуществляется в соответствии с описаниями типа и эксплуатационными документами данных средств измерений.

Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:

• - измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию мгновенных значений расхода газа через каждую измерительную линию и СИКГ в целом;

• - приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;

• - приведение объема газа к стандартным условиям;

• - расчет физических свойств газа по ГОСТ 30319.3-2015;

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

• - автоматическую сигнализацию предельных значений расхода, температуры, давления газа по каждой измерительной линии;

• - автоматическое измерение и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерений компонентного состава;

• - автоматический контроль достоверности данных хроматографа;

• - автоматическую сигнализацию предельных значений компонентного состава газа;

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

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

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

- автоматическое сличение показаний основных и дублирующих средств измерений с выдачей предупреждения о выходе рассогласования за установленные пределы;

- визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;

- ручной отбор пробы газа;

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

- автоматическое определение фактического времени функционирования измерительных линий;

- сохранение накопленных данных и значений коэффициентов, параметров, вводимых вручную, при отсутствии питания более двух часов при авариях в СИКГ;

- возможность передачи данных на верхний уровень;

- контроль линий связи и блоков обработки информации.

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ базируется на программном обеспечении FloBoss S600+. Программное обеспечение FloBoss S600+ является встроенным и может быть модифицировано или загружено только при наличии соответствующих прав доступа.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Технические характеристики

наносится на титульный лист паспорта и маркировочную табличку типографским способом.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

приведены в документе Инструкция «Государственная система обеспечения единства измерений. Объемный расход и объем газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества природного газа на объекте ВТСМ. ГП. УКПГ. Здание УППГ (СИКГ)», аттестованном ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314404, свидетельство об аттестации методики измерений № 014/RA.RU.314404/2025.

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.7.1)

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 мая 2022 г. № 1133 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа»

Закрытое акционерное общество Научно-инженерный центр «ИНКОМСИСТЕМ» (ЗАО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ»)

ИНН 1660002574

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

Телефон: (843) 212-50-10, факс: (843) 212-50-20

Web-сайт: http://incomsystem.ru

E-mail: marketing@incomsystem.ru

http://incomsystem.ru

Государственный центр испытаний средств измерений 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 E-mail:vniirpr@bk.ru

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология» (ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»)

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Телефон: +7 (495) 108-69-50

E-mail: info@metrologiya.prommashtest.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314164