Анализаторы точек росы интерференционные "КОНГ-Прима-10"

Назначение

Анализаторы точек росы интерференционные «КОНГ-Прима-10» (далее анализаторы) предназначены для измерений температуры точки росы по воде (далее ТТРВ) и/или температуры точки росы по углеводородам (далее ТТРУВ) в природном газе и других газах.

Описание

Анализатор относится к классу потоковых автоматических конденсационных гигрометров.

Конденсационный метод измерения температуры точки росы, реализованный в анализаторе, заключается в охлаждении анализируемого газа до температуры, при которой начинается выпадение конденсата и измерении данной температуры. Конденсат выпадает на плоской зеркальной поверхности охлаждаемой пластины, изготовленной из материала с высоким коэффициентом теплопроводности. Выпадение конденсата определяется оптической системой анализатора по изменению интенсивностей отраженного от зеркальной поверхности света. Температура конденсации определяется по термометру сопротивления, встроенному в пластину.

В анализаторах используется оригинальный запатентованный способ оптической регистрации выпадения конденсата на поверхность охлаждаемого зеркала. Особенность способа состоит в использовании эффекта полного преломления. Этот эффект проявляется при падении потока вертикально поляризованных волн (в нашем случае это излучение от полупроводникового лазера) на границу раздела сред «исследуемый газ - охлаждаемое зеркало» под углом Брюстера и заключается в отсутствии отражённой волны. Образующаяся на зеркале, при его охлаждении, пленка конденсата нарушает эффект полного преломления, появляется отражённый от зеркала сигнал, регистрируемый оптической системой анализатора. Детектирование ТТРВ и ТТРУВ производится по различию отражающих свойств тонких плёнок воды и углеводородов.

Метод определения температуры точки росы, реализованный в анализаторе, соответствует ГОСТ Р 53763-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде», ГОСТ Р 53762-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам», ГОСТ 20060-2021 «Газ природный. Определение температуры точки росы по воде» и ГОСТ 20061-2021 «Газ природный. Определение температуры точки росы по углеводородам».

Анализаторы обеспечивают:

- измерение ТТРВ и/или ТТРУВ при рабочем давлении измеряемой среды;

- регистрацию измеренных значений ТТР и значений избыточного давления в энергонезависимой памяти анализатора;

- определение текущих расчетных значений ТТРВ при абсолютном давлении, отличном от давления, при котором проводилось измерение;

- определение текущих значений массовой концентрации паров воды (мг/м3) и объёмной доли паров воды (млн-1);

- цифровую индикацию измеренных значений ТТР (°С), расчетных значений ТТРВ при давлении отличном от рабочего, массовой концентрации паров воды (мг/м3), объёмной доли паров воды (млн-1) и избыточного давления (МПа);

- возможность передачи информации о работе анализатора, измеренных значениях ТТР, расчетных значениях ТТРВ, при абсолютном давлении (задается пользователем), отличном от давления, при котором проводилось измерение и значения расчетного давления, массовой концентрации паров воды (мг/м3), объёмной доли паров воды (млн-1), избыточного давления (МПа) в другие измерительно-информационные системы через интерфейс RS-485 по стандартному протоколу Modbus RTU;

- возможность передачи информации об измеренных значениях ТТРВ и ТТРУВ через аналоговый интерфейс 4...20 мА;

- определение ТТРВ при абсолютном давлении, отличном от давления, при котором проводилось измерение, с помощью терминальной программы «Трасса-2» или с помощью программного обеспечения «ОРС-сервер».

Определение массовой концентрации паров воды, объемной доли паров воды и ТТРВ при абсолютном давлении, отличном от давления, при котором проводилось измерение, в зависимости от настроек анализатора и настроек программного обеспечения «Трасса-2» и «ОРС-сервер» производится в соответствии с:

- ГОСТ 20060-83 при температуре плюс 20 °С и давлении 0,101 МПа;

- ГОСТ Р 53763-2009 при температуре плюс 20 °С и давлении 0,101 МПа;

- таблицами, согласованными для применения на приграничных газоизмерительных станциях при температуре плюс 20 °С и давлении 0,101 МПа;

- международным стандартом ИСО 18453:2004 (ISO18453:2004) для нормальных условий (температура 0 °С и давление 0,101 МПа).

Технические решения и способ измерения, реализованные в анализаторе, защищены российскими и международными патентами.

Основными компонентами анализатора являются преобразователь точки росы (ПТР), система подготовки газа (СПГ) и блок, осуществляющий общее управление работой анализатора (центральный управляющий блок КРАУ3.035.001-03 (ЦУБ) или интерфейсный блок КРАУ3.622.002-01 (ИБ)).

Анализаторы имеют два варианта комплектности КРАУ2.844.005-03 и КРАУ2.844.005-04.

ПТР имеет ряд конструктивных исполнений:

- ПТР в исполнении КРАУ2.848.004 предназначен для монтажа непосредственно на трубопроводе и измерений ТТР при рабочем давлении до 16 МПа;

- ПТР в исполнении КРАУ2.848.004-01 предназначен для подключения к трубопроводу по проточной схеме:

1) в составе с СПГ КРАУ2.848.012 может использоваться для измерения ТТРВ до минус 50 °С при рабочем давлении до 16 МПа;

2) в составе с СПГ КРАУ2.848.012-01 может использоваться для измерения ТТРВ до минус 50 °С при рабочем давлении до 25 МПа;

3) в составе с СПГ КРАУ2.848.012-02 может использоваться для измерения ТТРВ до минус 30 °С при рабочем давлении до 16 МПа;

4) в составе с СПГ КРАУ2.848.013 может использоваться для измерения ТТРУВ до минус 30 °С при рабочем давлении 2,7 МПа (возможно изменение давления в диапазоне от 0 до 10 МПа);

- ПТР в исполнении КРАУ2.848.004-02 предназначен для подключения к трубопроводу по проточной схеме. Датчик ПТР теплоизолирован от корпуса. Это позволяет более эффективно охлаждать датчик и исключить конденсацию влаги на корпусе ПТР (это актуально в местах с высокой влажностью окружающего воздуха). В составе с СПГ КРАУ2.848.012-01 ПТР может быть использован для измерения ТТРВ до минус 50 °С при рабочем давлении до 25 МПа.

Система подготовки газа КРАУ2.848.012 (-01, -02) осуществляет фильтрацию газа от механических примесей, контроль давления и расхода газа через измерительную камеру ПТР, продувку пробоотборной линии, мембранного фильтра и измерительной камеры, подготовку газа для охлаждения корпуса датчика (кроме КРАУ2.848.012-02).

Система подготовки газа КРАУ2.848.013 используется для подключения анализатора, предназначенного для измерения ТТРУВ при давлении газа, редуцированном до 2,7 МПа (с возможностью изменения).

Комплекты для подключения систем подготовки газа КРАУ4.078.182, КРАУ4.078.183, КРАУ4.078.184, КРАУ4.078.185 включают в себя компоненты, необходимые для отбора газа из трубопровода и доставки газа до СПГ, дополнительный мембранный фильтр и оборудование для обогрева пробоотборной линии и СПГ.

ПТР, входящие в состав анализатора, выполнены во взрывозащищенном исполнении c маркировкой «1Ex d q IIA T5 Gb X» и предназначены для установки во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок согласно главе 7.3 ПУЭ и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

Интерфейсный и центральный управляющий блоки предназначены для эксплуатации вне взрывоопасных зон.

Общий вид средства измерений с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, нанесения заводского номера и знака утверждения типа приведены на рисунке 1.

На ПТР КРАУ2.848.004 (-01, -02) заводской номер наносится ударным способом на табличку, прикрепленную к корпусу ПТР.

На СПГ КРАУ2.848.012 (-01, -02), КРАУ2.848.013 заводской номер наносится лазерным гравированием на табличку на панели СПГ.

На ЦУБ КРАУ3.035.001-03 знак утверждения типа наносится методом шелкографии, а заводской номер - маркером на этикетку на корпусе.

На ИБ КРАУ3.622.002-01 заводской номер и знак утверждения типа наносятся типографским способом на табличку в нижней части лицевой панели корпуса блока.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Места нанесения пломбы

Место нанесения заводского номера

а)

Места нанесения пломбы в виде наклейки

Место нанесения знака утверждения типа

Место нанесения заводского номера

в)

г)

Рисунок 1 - Общий вид средства измерений с указанием мест пломбировки от несанкционированного доступа, нанесения заводского номера и знака утверждения типа

а) ПТР исполнение КРАУ2.848.004-01(-02); б) ПТР, установленный на систему подготовки газа КРАУ2.848.012-02; в) центральный управляющий блок КРАУ3.035.001-03; г) интерфейсный блок

КРАУ3.622.002-01

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее ПО) анализатора предназначено для обеспечения измерений ТТР, сбора, обработки, хранения, представления и передачи результатов измерений.

ПО анализатора состоит из встроенного ПО, функционирующего в среде программируемых логических микроконтроллеров ПТР, ИБ (ЦУБ) и автономного ПО, устанавливаемого на технологический компьютер.

Встроенное ПО анализатора обеспечивает функционирование анализатора в соответствии с заявленными техническими и метрологическими характеристиками.

Идентификационные данные метрологически значимой части встроенного ПО анализатора приведены в таблице 1.

Для идентификации встроенного ПО используется номер версии и контрольная сумма исполняемого кода, вычисленная по алгоритму CRC16. Номер версии и контрольная сумма выводятся на дисплей прибора при включении.

Таблица 1 - Идентификационные данные встроенного ПО анализатора

Уровень защиты встроенного ПО анализатора от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Автономное ПО содержит следующие компоненты.

1. ПО «ОРС-сервер» для анализаторов КОНГ-Прима-4 и КОНГ-Прима-10 КРАУ2.844.005 Д23 (далее - ПО «ОРС-сервер») предназначено для обеспечения взаимодействия между стандартными средствами АСУТП, АСКУЭ с одной стороны и анализаторами с другой. Дополнительной функцией ПО «ОРС-сервер» является вычисление среднечасовых, среднесуточных значений ТТР и значений ТТРВ при абсолютном давлении, отличном от давления, при котором производилось измерение.

Для идентификации ПО «ОРС-сервер» используется номер версии и контрольная сумма исполняемого кода, вычисленная по алгоритму CRC16. Номер версии идентифицируется при запуске утилиты GetVersion.exe.

К метрологически значимой части ПО «ОРС-сервер» относятся:

- библиотека, обеспечивающая взаимодействие OPC-сервера с прибором;

- библиотеки, хранящие методики вычислений;

- исполняемый файл ОРС-сервер, содержащий конфигурационные параметры алгоритма вычислений;

- исполняемый файл OPC-клиент для контроля взаимодействия сервера с анализатором.

Уровень защиты ПО «ОРС-сервер» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «ОРС-сервер» приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «ОРС-сервер»

2. Терминальная программа «Трасса-2» КРАУ2.844.003 Д21.1 (далее - ТП «Трасса-2») предназначена для считывания, обработки и представления результатов измерений, хранящихся в памяти анализатора.

Для идентификации ПО используется номер версии и контрольная сумма исполняемого кода, вычисленная по алгоритму CRC16.

Номер версии выводится в заголовок главного окна ТП «Трасса-2».

К метрологически значимой части ТП «Трасса-2» относятся:

- исполняемый файл, содержащий конфигурационные параметры алгоритма вычислений;

- библиотеки, хранящие методики вычислений.

Уровень защиты ТП «Трасса-2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Средний» согласно Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные метрологически значимой части ТП «Трасса-2» приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Идентификационные данные ТП «Трасса-2»

3. Терминальная программа «Hygrovision» КРАУ1.456.045 Д20 (далее - ТП «Hygrovision») предназначена для диагностики, контроля состояния, проведения калибровки и настройки анализаторов в процессе работы.

Для идентификации ПО используется номер версии и контрольная сумма исполняемого кода, вычисленная по алгоритму CRC16.

Номер версии выводится в заголовок главного окна ТП «Hygrovision».

К метрологически значимой части ТП «Hygrovision» относятся:

- исполняемый файл, осуществляющий доступ к конфигурационным параметрам анализатора;

- исполняемый файл, обеспечивающий обработку и отображение архивных данных;

- библиотеки, обеспечивающие взаимодействие ТП «Hygrovision» с анализатором.

Уровень защиты ТП «Hygrovision» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Средний» согласно Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные метрологически значимой части ТП «Hygrovision» приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Идентификационные данные ТП «Hygrovision»

Способ идентификации автономного ПО изложен в технической документации на соответствующий компонент ПО. Для идентификации контрольных сумм исполняемого кода используется утилита testsum.bat, входящая в состав ПО «ОРС-сервер», ТП «Трасса-2» и ТП «Hygrovision».

Взаимодействие оператора с анализатором осуществляется посредством клавиатуры вторичного блока и автономного ПО.

С внешними устройствами анализаторы взаимодействуют через последовательные интерфейсы RS-232 и RS-485.

В анализаторах предусмотрена защита от несанкционированных изменений параметров настройки. Для изменения параметров пользователь должен авторизоваться, введя индивидуальный пароль. Изменение параметров регистрируется в энергонезависимой памяти анализатора, протокол вмешательств может быть просмотрен с помощью ПО «ОРС-сервер», ТП «Трасса-2» и ТП «Hygrovision».

Технические характеристики

Таблица 5 - Метрологические характеристики

Таблица 6 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится методом шелкографии или типографским способом на таблички на корпусах блоков, входящих в состав анализатора, и типографским способом - на титульный лист эксплуатационной документации.

Комплектность

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

Сведения о методах измерений

КРАУ2.844.005-03 (-04) РЭ «Анализатор точек росы интерференционный «КОНГ-Прима-10». Руководство по эксплуатации»;

ГОСТ 20060-83 «Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги»;

ГОСТ Р 53762-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам»;

ГОСТ Р 53763-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде»;

ГОСТ 20060-2021 «Газ природный. Определение температуры точки росы по воде»;

ГОСТ 20061-2021 «Газ природный. Определение температуры точки росы по углеводородам»;

ИСО 18453:2004 (ISO 18453:2004) «Природный газ. Корреляция между содержанием воды и точкой росы».

Нормативные документы

Государственная поверочная схема для средств измерений влажности газов и температуры конденсации углеводородов, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2021 г. № 2885;

ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах»;

ГОСТ 31610.0-2014 (IEC 60079-0:2011) «Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования»;

ГОСТ 31610.5-2012/IEC 60079-5:2007 «Электрооборудование для взрывоопасных газовых сред. Часть 5. Кварцевое заполнение оболочки «q»»;

ГОСТ IEC 60079-1-2011 «Взрывоопасные среды. Часть 1. Оборудование с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемые оболочки «d»;

КРАУ2.844.005 ТУ «Анализаторы точек росы интерференционные «КОНГ-Прима-10». Технические условия»;

КРАУ2.848.004 ТУ «Преобразователи точки росы. Технические условия».