Номер по Госреестру СИ: 51428-12
51428-12 Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела предназначена для измерения, регистрации, обработки, контроля, хранения и индикации объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - газа) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63 на основе измерений давления, температуры, определения компонентного состава согласно ГОСТ 31371.7-2008 при учетных операциях в ОАО «ВЧНГ», г.Иркутск.
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 141038
ID в реестре СИ - 363438
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 2 года
Наличие периодической поверки - Да
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ОАО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Екатеринбург - четвертый по численности населения город в России, административный центр Свердловской области и Уральского федерального округа.
Екатеринбург - столица Уральского федерального округа, территория которого составляет около 2 млн. км2. На территории находится крупное месторождение нефти и газа, богатые запасы нефти и газа, богатые запасы железных и полиметаллических руд. Крупнейшие металлургические предприятия мира расположены на Урале, благодаря его огромному промышленному и интеллектуальному потенциалу. Екатеринбург экспортирует сырье и продукцию тяжелого машиностроения, а импортирует продукты питания и товары народного потребления. Бизнес и инвестиции в городе очень хорошо развиты.
Екатеринбург, как и вся Свердловская область, находится в часовом поясе, обозначаемом по международному стандарту как Екатеринбургский часовой пояс. Смещение от UTC составляет +5:00. Относительно московского времени часовой пояс имеет постоянное смещение +2 часа. Екатеринбургское время отличается от стандартного на один час, так как в России действует летнее время.
Основанный как город-крепость в 1723 году, Екатеринбург расположен в центральной части Евразийского континента, на границе Европы и Азии, в средней части Уральского хребта, под 56º 51' северной широты, 60º 36' восточной долготы. Город расположен на восточном склоне Уральских гор, в пойме реки Исеть (приток Тобола).
Отчет "Анализ рынка поверки в Екатеринбурге" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Екатеринбурге.
Площадь Екатеринбурга составляет 114289 гектаров или 1142,89 квадратных километров.
- Расстояние до Москвы - 1667 километров.
- Расстояние до Владивостока - 7635 километров.
- Разница во времени с Москвой составляет плюс 2 часа.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Статистика
Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ОАО "ГМС Нефтемаш"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
25995-12 18.05.2017 |
Установки измерительные, МЕРА ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
46041-10 28.12.2015 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.х2.С ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
51338-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 после компрессорной низкого давления, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
51339-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на факел низкого давления, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
51428-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
51429-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на факел высокого давления, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
52747-13 15.02.2018 |
Установки измерительные, Мера-ММ ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
52997-13 |
Система измерений количества и параметров газа СИКГ-10 площадки УПН-1 на горелку факела ОАО "ВЧНГ", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
52998-13 |
Система измерений количества и параметров газа СИКГ11 площадки УПН-1 на факел высокого давления ОАО "ВЧНГ"", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
52999-13 |
Система измерений количества и параметров газа СИКГ12 площадки УПН-1 на факел низкого давления ОАО "ВЧНГ"", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
53000-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в составе узла оперативного учета газа УОУГ-1, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
53001-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в составе узла оперативного учета газа УОУГ-3, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
54145-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе подачи продувочного газа в факельный коллектор высокого давления УПН-1 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения ОАО "Верхнечонскнефтегаз", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
54146-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопровод подачи продувочного газа в факельный коллектор низкого давления УПН-1 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения ОАО "Верхнечонскнефтегаз", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
55541-13 20.11.2018 |
Установки измерительные, Мера-ММ.4Х ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
55544-13 20.11.2018 |
Установки измерительные, Мера-ММ.31 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
56231-14 17.01.2019 |
Установки измерительные, Мера-МР ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
56603-14 26.02.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.51 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
57865-14 22.07.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.61 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
58011-14 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО "Терминал-Сервис", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
1 год |
|
59381-14 19.12.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.81 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
4 года |
|
59827-15 |
Система измерения количества газа №368 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
2 года |
|
60779-15 27.05.2020 |
Установки измерительные, Мера-ММ.91 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
59158-14 26.11.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.71 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
4 года |
Добровольная сертификация осуществляется по инициативе заявителя на условиях договора между заявителем и органом по сертификации для установления соответствия национальным стандартам, стандартам организаций, системам добровольной сертификации, условиям договоров. Объектами добровольной сертификации могут быть продукция, процессы производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, работы и услуги, а также иные объекты, в отношении которых стандартами, системами добровольной сертификации и договорами устанавливаются требования. Добровольная сертификация осуществляется в рамках системы добровольной сертификации.
Лицо или лица, создавшие систему добровольной сертификации, устанавливают перечень объектов, подлежащих сертификации, и их характеристик, на соответствие которым осуществляется добровольная сертификация, правила выполнения предусмотренных данной системой добровольной сертификации работ и порядок их оплаты, определяют участников данной системы добровольной сертификации.
В соответствии с Положением о Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. № 294, Росстандарт осуществляет ведение единого реестра зарегистрированных систем добровольной сертификации.
Кто поверяет Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела (Нет данных)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|
Стоимость поверки Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
(далее - ПО) СИКГ (ПО контроллера измерительного FloBoss 107) обеспечивает реализацию функций СИКГ. ПО СИКГ разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений и вычислений СИКГ, а также защиту и идентификацию ПО СИКГ. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями СИКГ). Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.Таблица 1
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Wet Gas MR113 Properties Calculation Program |
WetGasMR113Props3.bin |
1.00 |
5757 |
CRC (CRC указана в 16-ричной системе исчисления) |
Идентификация ПО СИКГ осуществляется путем отображения на дисплее операторской станции структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКГ, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКГ для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКГ обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКГ имеет уровень защиты «C», в соответствии с МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на маркировочную табличку, установленную на шкафу КИПиА, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция. «Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и параметров газа СИКГ10 площадки УПН-1 на горелку факела ОАО «ВЧНГ», регистрационный номер ФР.1.29.2011.11510 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к СИКГ
-
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
-
2. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
-
3. ГОСТ Р 51330.10-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»».
-
4. ГОСТ 6651-2009 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
-
5. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:
Осуществление государственных учетных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 51428-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 27 апреля 2012 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА)..
Изготовитель
ОАО «ГМС Нефтемаш». 625003, г.Тюмень, ул.Военная, 44, Тел.: (3452) 43-01-03, 42-06-22, Факс: (3452) 43-22-39
Испытательный центр
ГЦИ СИ ООО «СТП». Регистрационный номер №30138-09. Республика Татарстан, 420029, г. Казань, ул. Сибирский тракт 34, корп. 013, офис 306, тел.(843)214-20-98, факс (843)227-40-10, e-mail: office@ooostp.ru
Принцип действия системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела (далее - СИКГ) заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке посредством контроллера измерительного FloBoss 107 (далее - ИВК) входных сигналов измерительных
преобразователей объемного расхода (объема), давления и температуры. Компонентный состав определяется в аттестованной аналитической лаборатории согласно ГОСТ 31371.7-2008. По определенному компонентному составу, измеренным значениям избыточного давления и температуры газа, а так же значению атмосферного давления ИВК автоматически рассчитывает физические свойства газа в соответствии с ГСССД МР 113-03. Далее автоматически выполняется расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, избыточного давления, температуры газа и рассчитанных физических свойств газа.
СИКГ представляет собой единичный экземпляр, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКГ входит одна измерительная линия (Ду 25 мм), на которой установлены измерительные преобразователи объемного расхода (объема), температуры и давления.
СИКГ состоит из измерительных каналов объемного расхода (объема), температуры и давления газа, в которые входят следующие средства измерений: расходомер-счетчик вихревой 8800 (Госреестр № 14663-06), преобразователь давления измерительный 3051S (Госреестр №24116-08), преобразователь измерительный Rosemount 644 (Госреестр №14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым 0065 (Госреестр №22257-11), контроллер измерительный FloBoss 107 (Госреестр №14661-08).
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных (Госреестр №44311-10) и барьеров искрозащиты энергетических (Госреестр №36335-07).
Измерительное оборудование СИКГ укомплектовано специализированными обогреваемыми термошкафами.
Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение и индикацию объема и объемного расхода газа при рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939;
- формирование отчетов, архивирование, хранение и отображение на операторной станции измеренных и расчетных значений измеряемых параметров;
- защита системной информации от несанкционированного доступа программным средствам; ввод компонентного состава газа в вычислители по результатам лабораторных анализов.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ (ПО контроллера измерительного FloBoss 107) обеспечивает реализацию функций СИКГ. ПО СИКГ разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений и вычислений СИКГ, а также защиту и идентификацию ПО СИКГ. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями СИКГ). Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Wet Gas MR113 Properties Calculation Program |
WetGasMR113Props3.bin |
1.00 |
5757 |
CRC (CRC указана в 16-ричной системе исчисления) |
Идентификация ПО СИКГ осуществляется путем отображения на дисплее операторской станции структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКГ, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКГ для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКГ обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКГ имеет уровень защиты «C», в соответствии с МИ 3286-2010.
Таблица 2
|
ИК СИКГ |
измерительных компонентов ИК СИКГ | |||||||||
|
Первичный и промежуточный измерительные преобразователи |
ИВК | |||||||||
|
Наименование ИК СИКГ |
Диапазоны измерений |
Пределы допускаемой погрешности |
Тип |
Диапазон выходного сигнала |
Пределы допускаемой погрешности |
Диапазон входного сигнала |
Пределы допускаемой погрешности | |||
|
Основной |
В рабо чих условиях |
Основной |
Дополнительной |
Основной |
В рабочих условиях | |||||
|
ИК объемного расхода |
от 1,23 до 47,34 м3/ч. |
±1,35% |
±1,35% |
Rosemount 8800 |
4-20 мА |
±1,35% |
- |
4-20 мА |
±0,1% от диапазона |
- |
|
ИК избыточного давления |
от 0,1 до 0,4 МПа |
±0,1 % от диапазона |
±0,1 % от диапазона |
3051S |
4-20 мА |
±0,025 % от диапазона |
±(0,009% от .OHmax + 0,025% от ДИ) |
4-20 мА |
±0,1% от диапазона |
- |
|
ИК температуры |
от минус 10 до 50 °С |
±0,31 °С |
±0,44 °С |
1) ТСП 0065 |
Pt100 |
±(0,15 + 0,002 х t), °С |
- |
4-20 мА |
±0,1% от диапазона |
- |
|
2) Преобразователь 644 |
4-20 мА |
±0,18 °С |
±0,003 °С /1°С | |||||||
Примечания к таблице 2.
1. Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытание в целях утверждения типа с аналогичными метрологическими и техническими характеристиками.
-
2. ИК - измерительный канал.
-
3. ИВК - контроллер измерительный FloBoss 107.
-
4. ДИтах - максимальный диапазон средства измерения.
-
5. ДИ - настроенный диапазон средства измерения.
-
6. t- измеренное значение температуры, °С.
Таблица 3
|
Наименование |
СИКГ |
|
Рабочая среда |
Свободный нефтяной газ по ГОСТ Р 8.615 |
|
Диапазоны измерения входных параметров:
|
от 1,23 до 47,34 м3/ч. от 2,58 до 250,80 м3/ч от 0,1 до 0,4 от минус 10 до 50 |
|
Пределы относительной погрешности СИКГ при измерении объема (объемного расхода) газа, приведенного к стандартным условиям, %:, не более |
± 5% |
|
Условия эксплуатации СИКГ:
|
от 5 до 30 от 5 до 30 от 5 до 30 от 15 до 25 до 95 без конденсации до 100 при 35 °С без конденсации от 0 до 100 до 95 без конденсации от 84 до 106,7 |
|
Параметры электропитания:
|
220 (+10%, -15%) 50 (±1) |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более |
600 |
|
Габаритные размеры, мм, не более
|
590x90x190 2000x1000x1500 |
|
Масса, кг, не более (масса по проектной документации) |
80 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Средства измерения входящие в состав СИКГ обеспечивают взрывозащиту по
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела, зав.№369 |
1 экз. |
|
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела. Паспорт |
1 экз. |
|
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела. Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 51428-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 27 апреля 2012 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА)..
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция. «Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и параметров газа СИКГ10 площадки УПН-1 на горелку факела ОАО «ВЧНГ», регистрационный номер ФР.1.29.2011.11510 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Нормативные документы, устанавливающие требования к СИКГ
-
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
-
2. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
-
3. ГОСТ Р 51330.10-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»».
-
4. ГОСТ 6651-2009 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
-
5. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:
Осуществление государственных учетных операций.
Изготовитель
ОАО «ГМС Нефтемаш». 625003, г.Тюмень, ул.Военная, 44, Тел.: (3452) 43-01-03, 42-06-22, Факс: (3452) 43-22-39
Испытательный центр
ГЦИ СИ ООО «СТП». Регистрационный номер №30138-09. Республика Татарстан, 420029, г. Казань, ул. Сибирский тракт 34, корп. 013, офис 306, тел.(843)214-20-98, факс (843)227-40-10, e-mail: office@ooostp.ru, http://www.ooostp.ru
ГОСТ Р 51330.10 “искробезопасная электрическая цепь” уровня “ib”.