Системы учета природного газа ПОТОК

Назначение

Системы учета природного газа «Поток» (далее по тексту - система) предназначены для измерения расхода и количества природного газа методом переменного перепада давления по ГОСТ 8.563.2.

Основная область применения систем - газовая промышленность (транспортировка и подземное хранение природного газа).

Описание

Принцип действия системы основан на круглосуточном расчете объемного расхода и количества природного газа в каждой точке учета по постоянно измеряемым значениям избыточного давления, разности (перепада) давлений и температуры газа в сужающем устройстве (далее по тексту - СУ). Система обеспечивает независимую работу до 25 точек учета природного газа.

Конструктивно система «Поток» состоит из:

- устройств сужающих быстросменных УСБ 50...700 с угловым отбором давления и сменными диафрагмами в каждой точке учета;

- датчиков избыточного давления и разности давлений из серии «Метран-100» и термопреобразователей из серии «Метран-271МП», предназначенных для измерений параметров состояния природного газа в каждой точке учета;

- комплексов технических средств (далее по тексту - КТС) «Рубикон», обеспечивающих питание датчиков давления и температуры, обработку аналоговых сигналов этих датчиков в каждой точке учета и передачу информации в сервер системы по цифровым каналам связи;

- сервера (PC совместимый компьютер) системы, обеспечивающего сбор информации со всех точек учета, расчет расхода и количества природного газа по каждой точке учета, архивирование информации, диагностирование составных частей системы и технологического процесса.

- автоматизированного рабочего места (далее по тексту - АРМ) оператора, обеспечивающего интерактивное взаимодействие оператора с системой, просмотр и печать рапортов по количеству природного газа за сутки, за предыдущий и текущий месяц по всем Точкам учета системы.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Диапазон измерений избыточного давления природного газа в точке учета системы..........................................................

Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерениях избыточного давления природного газа в точке учета системы:

- для датчика с допускаемой основной приведенной погрешностью ± 0,075 %...................................................................

- для датчика с допускаемой основной приведенной погрешностью ± 0,15 %.....................................................................

- для датчика с допускаемой основной приведенной погрешностью ± 0,25 %.....................................................................

Диапазон измерений разности давлений природного газа в точке учета системы..........................................................

Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерениях разности давлений природного газа в точке учета системы:

- для датчика с допускаемой основной приведенной погрешностью ± 0,075 %...................................................................

- для датчика с допускаемой основной приведенной погрешностью ± 0,15 %.....................................................................

- для датчика с допускаемой основной приведенной погрешностью ± 0,25 %.....................................................................

Диапазон измерений рабочих температур природного газа в точке учета системы:

- при использовании в системе метода расчета коэффициента сжимаемости природного газа «УС GERG-91 мод.»................

- при использовании в системе метода расчета коэффициента сжимаемости природного газа «УС ВНИЦ СМВ»....................

Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерениях температуры природного газа в точке учета системы:

- для термопреобразователей с допускаемой основной приведенной погрешностью ± 0,15 %.................................

- для термопреобразователей с допускаемой основной приведенной погрешностью ± 0,25 %.................................

- для термопреобразователей с допускаемой основной приведенной погрешностью ± 0,5 %...................................

Диапазон измерений атмосферного (барометрического) давления ......................................................................

Пределы допускаемой основной относительной погрешности системы при измерениях атмосферного (барометрического) давления......................................................................

Диапазон измерений объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, в точке учета системы...

Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерениях объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, в точке учета системы ...

от 0 до 12 МПа.

±0,15%;

± 0,25 %;

± 0,4 %.

от 0 до 160 кПа.

±0,15%;

± 0,25 %;

± 0,4 %.

от 250 до 330 К (от минус

23 до плюс 57 °C);

от 270 до 340 К (от минус

3 до плюс 67 °C).

± 0,25 %;

± 0,4 %;

± 0,6 %.

от 0 до 160 кПа.

± 0,25 %.

от 0 до 2,0-10б м3/ч.

± 1,0; ± 1,5; ±2,5%.

Диапазон измерений количества природного газа,

приведенного к стандартным условиям, в точке учета системы.................................................................... от 0 до 48,0-106 м3 за сутки.

Пределы допускаемой основной относительной

погрешности при измерениях количества природного газа,

приведенного к стандартным условиям, в точке учета системы................................................................... ± 1,5; ± 2,0; ± 3,0 %.

Пределы дополнительной относительной погрешности

системы, вызванной изменением температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне температур........................... ± 0,25- 8qc % на каждые 10°С.

Пределы дополнительной относительной погрешности системы, вызванной максимальным значением относительной влажности воздуха.................................

±0,25-£ %.

’ Чс

Пределы дополнительной относительной погрешности системы, вызванной воздействием вибрации..................... ± $Чс ко

пределы дополнительной относительной погрешности системы, вызванной воздействием переменного магнитного поля ......................................................................................... ±0,25-^с%.

Изоляция между корпусами КТС «Рубикон» и цепями сетевого питания выдерживает в течение одной минуты

действие напряжения частотой (50 ± 1) Гц практически синусоидальной формы......................................................... 1,5+0,1 кВ

Электрическое сопротивление изоляции между корпусами

КТС «Рубикон» и цепями сетевого питания, стойкой сервера

В114.000.00(-01) и цепями сетевого питания, а также цепями, изолированными по постоянному току:

- в нормальных условиях применения не менее................. 20 МОм;

- при верхнем значении температуры рабочих условий применения не менее................................................... 1 МОм;

- при верхнем значении относительной влажности рабочих условий применения не менее....................................... 1 МОм.

Степень защиты составных частей системы от внешних воздействий по ГОСТ 14254:

- для оболочек КТС «Рубикон»

- для датчиков избыточного давления и разности давлений .. IP65;

- для термопреобразователей

- для стойки сервера В114.000.00(-01)

- для оборудования АРМ оператора

Габаритные размеры составных частей системы: - для КТС «Рубикон» не более.......................................

(640x380x220) мм;

(600x650x1800) мм;

(300х200х200) мм;

(120x120x300) мм;

(1500x1500x3500) мм.

- для стойки сервера В114.000.00(-01) не более.................

- для датчиков избыточного давления и разности давлений не более...................................................................

- для термопреобразователей не более.............................

- для устройства сужающего быстросменного УСБ 50...700 не более...................................................................

Примечание - (± <^с) - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерениях объемного расхода природного газа.

Питание системы от сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц напряжением............................................. 220 В ± 10 %

Потребляемая мощность системы в полной комплектации (25 точек учета) не более.............................................. 2,0 кВ А.

Масса системы в полной комплектации (25 точек учета) не более................................................................... 2 т.

Средняя наработка на отказ системы не менее................... 50 000 ч.

Средний срок службы системы не менее.......................... 10 лет.

Гарантийный срок эксплуатации со дня ввода в эксплуатацию в пределах гарантийного срока хранения, равного 36 месяцам,.................................................... 24 месяца.

Условия эксплуатации составных частей системы:

а) температура окружающего воздуха

- для КТС «Рубикон» (группа исполнения ДЗ по ГОСТ 12997) - для датчиков избыточного давления и разности давления (группа исполнения У2 по ГОСТ 15150 с изменением диапазона в сторону положительных температур)...............

от минус 60 до плюс 50 °C;

от минус 40 до плюс 70 °C;

от минус 45 до плюс 70 °C;

от плюс 5 до плюс 50 °C;

(95±3) % при 35 °C;

- для термопреобразователей (группа исполнения У1.1 по ГОСТ 15150 с изменением диапазона в сторону положительных температур)..........................................

- для датчика абсолютного давления (группа исполнения УХЛ3.1 по ГОСТ 15150)..............................................

б) относительная влажность окружающего воздуха для КТС «Рубикон», датчиков избыточного давления и разности давления, термопреобразователей, датчика абсолютного давления ..................................................................

в) синусоидальная вибрация с частотой от 10 до 150 Гц

- для КТС «Рубикон», датчиков избыточного давления и датчиков разности давления (виброустойчивое исполнение V2 по ГОСТ 12997) с амплитудой смещения для частоты

ниже частоты перехода................................................ 0,15 мм,

и амплитудой ускорения для частоты выше частоты перехода 19,6 м/с2;

- для термопреобразователей и датчика абсолютного

давления (виброустойчивое исполнение VI по ГОСТ 12997) с амплитудой смещения для частоты ниже частоты перехода ... 0,075 мм, и амплитудой ускорения для частоты выше частоты перехода 9,8 м/с2.

г) переменное магнитное поле частотой (50 ± 1) Гц

- для КТС «Рубикон»................................................... 40 А/м,

- для датчиков избыточного давления и разности давлений, термопреобразователей и датчика абсолютного давления .... 400 А/м.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносят на стойку сервера системы В114.000.00(-01) методом гравирования, а также на заглавные листы руководства по эксплуатации В115.000.00 РЭ, методики поверки В115.000.00 РЭ1 и формуляра В115.000.00 ФО типографским способом.

Комплектность

Таблица - Комплектность (изделия, программное обеспечение и документация)

Продолжение таблицы - Комплектность (изделия, программное обеспечение, документация)

Поверка

Поверку системы проводят по методике поверки В115.000.00 РЭ1, утвержденной руководителем ГЦИ СИ РФЯЦ-ВНИИЭФ в феврале 2007 г.

Поверку составных частей системы проводят отдельно от системы:

- датчиков избыточного давления, датчиков разности давлений и датчика абсолютного давления в соответствии с методикой поверки МИ 4212-012;

- термопреобразователей сопротивления в соответствии с методикой поверки по МП 271.01.00.000 РЭ;

- устройств сужающих быстросменных УСБ 50...700 (диафрагм этих устройств) в соответствии с разделом 8 ГОСТ 8.563.1 или разделом 7 ПР 50.2.022.

Средства поверки: прибор для поверки вольтметров программируемый (калибратор тока) В1-13 (3 шт.), универсальная пробойная установка УПУ-10, мегаомметр Ф4102/1-1М.

Межповерочный интервал - 1 год.

Нормативные документы

Основные нормативные и технические документы на систему учета природного газа «Поток»:

ГОСТ 12997-84 Изделия ГСП. Общие технические условия.

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки.

ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости.

ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния.

ГОСТ 8.563.1-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия.

ГОСТ 8.563.2-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств.

ГОСТ 8. 596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

ТУ 4213-115-46233382-2007 Система учета природного газа «Поток». Технические условия.

Заключение

Тип систем учета природного газа «Поток» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.