Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО "НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 51968-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП "ГКС", г.Казань |
Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО ┌НОВАТЭКЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ√ (далее ╞ система измерений), предназначена для измерения в автоматизированном режиме количества газа, поступающего в магистральный газопровод и определения в автоматизированном режиме показателей качества газа, прошедшего через систему измерений (компонентный состав, плотность, температура точки росы по влаге и углеводородам, теплота сгорания газа).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 51968-12 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО "НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ" |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 49012 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1141 п. 01 от 20.12.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ГКС", г.Казань
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 51968-12 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 51968-12: Описание типа СИ | Скачать | 200.6 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» (далее - система измерений), предназначена для измерения в автоматизированном режиме количества газа, поступающего в магистральный газопровод и определения в автоматизированном режиме показателей качества газа, прошедшего через систему измерений (компонентный состав, плотность, температура точки росы по влаге и углеводородам, теплота сгорания газа).
Описание
Принцип метода измерений основан на измерении объемного расхода, объема, температуры, давления и компонентного состава газа в рабочих условиях и последующем вычислении по этим параметрам объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.
Система измерений представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы измерений осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы измерений и эксплуатационными документами ее компонентов.
Система измерений обеспечивает измерения объемного расхода и объема газа в рабочих условиях, определение показателей качества газа, приведение измеренного объемного расхода и объема газа к стандартным условиям
В составе системы измерений предусмотрены входной и выходной коллекторы и три измерительных трубопровода (далее - ИТ) DN 400 - два рабочих и один резервный.
Измерительные каналы системы измерений:
- измерительные каналы объемного расхода газа: преобразователь расхода
газа ультразвуковой SeniorSonic с электронным модулем серии Mark фирмы «Emerson Process Management» Госреестр №43212-09 - линия связи - вычислитель;
- измерительные каналы абсолютного давления: преобразователь давления
измерительный 3051ТА фирмы «Emerson Process Management, Rosemount Inc.» Госреестр №14061-10 - линия связи - барьер искробеозопасности (преобразователь измерительный) HiD2026 фирмы «Pepperl+Fuchs Elcon s.r.l.» Госреестр №18792-04 - линия связи - вычислитель;
- измерительные каналы температуры газа: датчик температуры 3144P фирмы
«Emerson Process Management, Rosemount Inc.» Госреестр №39539-08 - линия связи
- барьер искробеозопасности (преобразователь измерительный) HiD2026 фирмы «Pepperl+Fuchs Elcon s.r.l.» Госреестр №18792-04 - линия связи - вычислитель;
- информационно измерительные каналы показателей качества газа,
включающие в себя средства измерений (далее - СИ) компонентного состава природного газа и его влагосодержания.
В состав средств измерений показателей качества газа входят:
- газовый хроматограф MicroSAM фирмы «Siemens AG», диапазоны измерений компонентного состава и пределы допускаемых погрешностей по ГОСТ 31371.7 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с
о ценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов». Метод А. Госреестр № 44122-10;
- анализатор влажности Ametek 3050 фирмы «Ametek process Instruments
Division», диапазон измерений, от 0,01 до 100 млн-1, пределы допускаемой абсолютной погрешности 0,01 млн-1 (в диапазоне от 0,1 до 100 млн-1) Госреестр № 35147-07;
- анализатор температуры точки росы углеводородов Ametek 241, фирмы
«AMETEK Process Instruments», диапазон измерений °С точки росы от минус 40 до плюс 40 °С, абсолютная погрешность ±1 °С (по чистому пропану), Госреестр № 20443-06.
Вычислительные устройства системы измерений:
- контроллер измерительный FloBoss S600+ фирмы «Emerson Process
Management» Госреестр № 38623-08 с программным обеспечением изготовителя;
- аналитический контроллер на базе программируемого логического
контроллера Scada Pack фирмы «Control Microsystem» Госреестр № 16856-08 с программным обеспечением «Зилант-1-03», аттестованным в установленном порядке в соответствии с МИ 2955-2005 свидетельство об аттестации № 256013-09.
Программное обеспечение (далее - ПО): комплекс технических средств (далее -КТС) системы измерений организуется в виде многоуровневой функционально и территориально распределенной иерархической структуры, состоящей из нижнего и верхнего уровней.
Нижний уровень КТС включает в себя:
- контроллер измерительный FloBoss S600+ (рабочий и резервный);
- блок обработки информации, реализованный на базе программируемого логического контроллера вычисления физико-химических характеристик SCADAPack 350 с программным обеспечением «Зилант-1-03»;
- систему автоматического управления, реализованную на базе
ПТК «Delta V».
Верхний уровень КТС - АРМ оператора являются существующими и входят в состав ПТК «Delta V».
Метрологически значимая часть ПО (уровень контроллеров и первичных преобразователей) реализована на базе серийно выпускаемых средств измерений, прошедших сертификацию и имеющих действующие свидетельства об утверждении типа. Дополнительные испытания метрологически значимой части ПО КТС системы измерений не требуются.
Уровень защиты ПО по МИ 3286-2010 - «C»
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения основного вычислительного компонента - контроллера измерительного FloBoss S600+
|
Вид проверки |
Результаты экспериментальных исследований |
|
Наименование ПО |
Программное обеспечение контроллера |
|
Версия программного обеспечения контроллера (VERSION CONTROL APPLICATION SW) |
06.09c/09c 100311 |
|
Цифровой идентификатор (контрольная сумма) структуры файла конфигурации (VERSION CONTROL CONFIG STRUCTURE CSUM) |
0673 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-16 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики системы измерений (блок измерительных трубопроводов)
|
Наименование параметров |
Значение |
|
Расход газа (по каждой измерительной линии), м3/ч - в рабочих условиях - приведенный к стандартным условиям |
от 400 до 11700 от 335 620 до 460 000 |
|
Диапазон измерений абсолютного давления газа, МПа |
от 5,4 до 7,6 |
|
Диапазон измерений температуры газа, °С |
от минус 15 до плюс 20 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям: - при поверке счетчика на поверочной установке, % - при имитационном методе поверки счетчика, % |
± 0,7 ± 0,8 |
|
Количество измерительных линий |
три (две рабочих и резервная) |
|
У словный диаметр измерительных линий |
DN400 |
|
Температура окружающего воздуха для установленных средств измерений, ° С - в блок-боксе - в помещении операторной |
от 5 до 35 20±5 |
|
Напряжение питания переменного тока, В |
220 ± 44 |
|
Частота питания переменного тока, Гц |
50 ± 2 |
|
Срок службы, не менее, лет |
10 |
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики системы измерений (блок контроля качества газа)
|
Наименование параметра |
Значение |
|
Диапазон измерений анализатор влажности газа, млн-1 |
От 0,01 до 100 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности анализатора влажности, млн-1 |
0,01 (в диапазоне от 0,1 до 100 млн-1) |
|
Интервал измерений температуры точки росы, по углеводородам °С |
от -40 до +40 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры точки росы, по углеводородам °С |
±1,0 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений покомпонентного состава, % - Метан (CH4) - Этан (C2H6) - Пропан (C3H8) - Изобутан (и-С4Н10) - н-Бутан (н-С4Н10) - Изопентан (и-С5Н12) - н-Пентан (н-С5Н12) - Гексаны + высшие (C6H14 +) - Диоксид углерода (CO2) - Азот + кислород (N2 + O2) Х - измеренное значение молярной доли ком] |
-0,0187-X + 1,88 0,04^X + 0,00026 0,06^X + 0,00024 0,06^X + 0,00024 0,06^X + 0,00024 0,06^X + 0,00024 0,06^X + 0,00024 0,06^X + 0,00024 0,06^X + 0,0012 0,04^X + 0,0013 понента или суммы компонентов, % |
|
Температура окружающего воздуха для установленных средств измерений, °С |
20 ± 2 |
|
Напряжение питания переменного тока, В |
220 ± 44 |
|
Частота питания переменного тока, Гц |
50 ± 2 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом в левом верхнем углу.
Комплектность
Единичный экземпляр системы измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ».
Методика поверки.
Руководство по эксплуатации.
Поверка
осуществляется по документу МП 51968-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 1 марта 2012 года.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- калибратор многофункциональный модели MCX-II-R, диапазон воспроизведения токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала (± 0,012 % от показания + 1 ед. мл. разряда);
- термометр ртутный, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С по ГОСТ 28498-90;
- барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления шкалы 100 Па по ТУ25-11.15135;
- психрометр ВИТ-1, диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%, цена деления термометров 0,5 °С по ТУ 25-11.1645;
- генератор частоты, диапазон воспроизведения частоты от 0 до 2 кГц, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения частоты ± 0,03 Гц;
- счетчик импульсов с диапазоном частот входных сигналов от 10 Гц до 10 кГц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 1 импульс на 30000 импульсов;
Для удобства проведения поверки может применяться ПЭВМ с программным обеспечением Config 600 версии 3.0.3.0 фирмы «Remote Automation Solutions», подразделения «Emerson Process Management».
Допускается применять другие типы средств измерений с характеристиками, не уступающими указанным, аттестованных и поверенных в установленном порядке.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Методика измерений системой измерений количества и параметров природного газа (пунктом измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/160013-11, регистрационный номер в информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012.11661.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. Техническая документация ООО «НПП «ГКС».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
