Система измерений количества и показателей качества газа по объекту "Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)" (СИКГ №2)
Номер в ГРСИ РФ: | 53702-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 53702-13 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества газа по объекту "Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)" (СИКГ №2) |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 554 п. 21 от 06.06.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 0046-13-2013 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
Зарегистрировано поверок | 4 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
53702-13: Описание типа СИ | Скачать | 246.2 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №2), изготовленная ЗАО НИЦ «Инкомсистем», г. Казань (далее - система измерений) предназначена для коммерческого непрерывного автоматического измерения расхода газа, поступающего на собственные нужды.
Описание
Принцип действия системы измерений 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 ультразвукового преобразователя расхода, а также измерительных преобразователей давления и температуры газа поступают в контроллер измерительный (далее - вычислитель) в реальном масштабе времени. По полученным измерительным сигналам вычислитель по заложенному в нем программному обеспечению производит вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.
Система измерений представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. Монтаж и наладка системы измерений осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы измерений и эксплуатационными документами ее компонентов.
Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию объема (объемного расхода) газа при рабочих температуре и давлении и приведенных к стандартным условиям через каждый измерительный трубопровод (далее - ИТ) и систему измерений в целом;
- измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию абсолютного давления газа на каждом ИТ;
- измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию температуры газа на каждом ИТ;
- определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема при стандартных условиях за отдельные периоды (час, смену, сутки, месяц, год);
- автоматическое измерение, вычисление и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерений компонентного состава;
- автоматическую сигнализацию предельных значений компонентного состава газа;
- автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа;
Лист № 2
Всего листов 6
- архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа (текущие и усредненные значения);
- автоматическую запись компонентного состава, плотности и коэффициента сжимаемости газа в вычислители расхода;
- ввод компонентного состава газа в вычислители расхода по данным анализов химической лаборатории;
- автоматическое измерение, вычисление и индикацию влажности газа;
- автоматическое измерение, вычисление и индикацию температуры точки росы по углеводородам;
- ведение и архивирование журнала событий системы измерений (переключение, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы измерений и ее элементов) и сохранения архива контроллера расхода;
- визуальный контроль температуры и давления газа по месту;
- ручной отбор точечной пробы газа;
- дистанционный контроль и автоматическое управление исполнительными механизмами;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;
- хранение и отображение на АРМ оператора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;
- ведение журнала оператора, актов приема-сдачи газа;
- распечатка суточных, месячных актов приема-сдачи газа и паспортов качества газа;
- обеспечение регистрации и хранения всех текущих значений аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.
- возможность передачи на верхний уровень по Ethernet следующих параметров:
- мгновенный расход газа по каждому ИТ и системе измерений в целом (м3/ч);
- объем газа за час по каждому ИТ и системе измерений в целом (м3);
- объем газа за сутки по каждому ИТ и системе измерений в целом (м3);
- текущее абсолютное давление газа по каждому ИТ (МПа);
- текущая температура газа по каждому ИТ (°С);
- данные о параметрах качества газа, введенных в измерительный комплекс учета расхода газа (плотность газа, компонентный состав газа, энергосодержание);
- текущая температура точки росы газа по влаге и углеводородам.
В состав системы измерений входят:
- блок измерительных трубопроводов (далее - БИТ) (DN100): рабочий и резервный измерительные трубопроводы;
- блок измерений показателей качества (далее - БИК) (DN 6);
- блок обработки информации (далее - БОИ);
Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры, давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в состав которых входят следующие средства измерений: преобразователь расхода ультразвуковой SeniorSonic (Госреестр № 43212-09), преобразователь давления измерительный 3051ТА (Госреестр № 14061-10), датчик температуры 3144P (Госреестр № 39539-08), анализатор влажности модели 3050-OLV (Госреестр № 3514707), анализатор температуры точки росы углеводородов модель 241 модификации 241CE (Госреестр № 20443-06), преобразователь плотности газа Solartron 3098 (Госреестр № 15781-06), хроматограф газовый промышленный MicroSAM (Госреестр № 44122-10), комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК» (Госреестр № 44115-10), вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр № 43506-09), термометр
Лист № 3
Всего листов 6 биметаллический ТМ серии 55 (Госреестр № 15151-08), манометр для точных измерений МПТИ (Госреестр № 26803-06), термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 (Госреестр № 303-91).
Алгоритмы проведения вычислений системой измерений базируются на программном обеспечении комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК» и вычислителя расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов АКОНТ и предназначены для:
- автоматического сбора и обработки сигналов, поступающих от измерительных преобразователей расхода, давления, температуры, влажности, плотности, состава газа;
- контроля нарушения предупредительных границ, аварийных значений и уставок;
- контроля достоверности данных по граничным значениям, скорости изменения;
- индикации на экранах цветных мониторов автоматизированного рабочего места оператора общих мнемосхем узла замера и входящих в его состав трубопроводов с динамической индикацией выведенных на них контролируемых параметров нормированного расхода в цифровом виде, а также в виде графиков изменения во времени (трендов);
- автоматического определения объемного расхода и объема газа, прошедшего через систему измерений, приведённых к стандартным условиям, по каждому ИТ;
- ввода информации от датчиков дискретных сигналов;
- индикации на экране и звуковой сигнализации выхода параметров за технологические предаварийные и аварийные пределы, сигнализацию аварийных ситуаций;
- формирования и выдачи данных оперативному персоналу сообщений об аварийных ситуациях, сообщений о нарушениях и других событиях на объекте, сообщений о действиях операторов-технологов;
- автоматического обнаружения отказов технических и программных средств, нарушений измерительных каналов;
- разграничения доступа пользователей по паролю;
- защиты данных, параметров настройки и результатов вычислений от несанкционированного изменения;
- архивации информации на определенную глубину и распечатки информации на принтере;
- просмотра архивов печатных документов на экране дисплея и распечатки на принтере;
- просмотра истории параметров процесса на экране дисплея в виде графиков, распечатки на принтере;
- фиксации аварийных, нештатных, санкционированных и несанкционированных событий с присвоением метки времени и формирование их признака;
- формирования и печати отчетов по измерительным трубопроводам, протоколов нештатных и аварийных ситуаций (формы должны быть согласованы с заказчиком);
- ручного ввода справочных данных, договорных констант, условно-постоянных величин;
- защиты от несанкционированного изменения справочных данных, договорных констант, условно-постоянных величин;
- сохранности данных при обесточивании сети питания;
- передачи информации на более высокий уровень по согласованным протоколам обмена.
Программное обеспечение
(далее - ПО) системы измерений обеспечивает реализацию функций системы измерений. ПО системы измерений разделено на метрологически значимую и метрологически
Лист № 4
Всего листов 6 незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы измерений. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами.
Защита ПО системы измерений от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы измерений осуществляется путем отображения на дисплее вычислителя или на мониторе операторской станции управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы измерений представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям. Идентификационные данные приведены в Таблице 1.
ПО системы измерений защищено многоуровневой системой защиты, которая предоставляет доступ только уполномоченным пользователям и одновременно определяет, какие из данных пользователь может вводить или изменять. Каждому пользователю присваивается уровень защищенного доступа и пароль. Доступ к метрологически значимой части ПО системы измерений для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы измерений обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы измерений имеет уровень защиты С согласно МИ 3286-2010.
Таблица1 - Идентификационные данные ПО контроллера
Контроллер |
Наименование ПО |
Идентификаци онное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра ПО |
Абак № ISA 5 95937 PL15424315 (основной) |
CExpApp.out |
CExpApp |
2.6 |
3500809304 |
CRC-32 |
Абак № ISA 5 95906 PL15424411 (резервный) |
CExpApp.out |
CExpApp |
2.6 |
3500809304 |
CRC-32 |
Технические характеристики
Газ осушенный, в | |
Рабочая среда Диапазон измерений объемного расхода газа по рабочему и |
соответствии с ОСТ 51.40-93 |
резервному измерительным трубопроводам, при стандартных условиях, м3/ч |
от 900 до 24000 |
Плотность газа, при стандартных условиях, кг/м3 |
0,758 |
Диапазон абсолютного давления газа, МПа |
от 6 до 7,5 |
Диапазон температуры газа, °С |
от 0 до 15 |
Диапазон температуры точки росы по влаге, °С Пределы допускаемой относительной погрешности системы измерений при измерении объемного расхода (объема) газа, |
от минус 24 до минус 30 |
приведенного к стандартным условиям, % Условия эксплуатации: |
± 1,0 |
-температура окружающей среды, ° С |
от 10 до 35 |
-относительная влажность, % |
от 30 до 80 |
-атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106,7 |
Частота источника переменного тока 220 В, Гц |
50 ± 1 |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
18000 |
Средний срок службы, лет, не менее |
12 |
Знак утверждения типа
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом.
Комплектность
Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №2).
Методика поверки.
Руководство по эксплуатации.
Поверка
осуществляется по документу МП 0046-13-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №2). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 25 января 2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон воспроизведения токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ±0,015% от показания ±2 мкА.
- калибратор многофункциональный модели MCX-II-R, диапазон частот от 0 до 10000 Гц, погрешность счета импульсов ±1 импульс.
- термометр ртутный, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С по ГОСТ 28498;
- барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления шкалы 100 Па по ТУ25-11.15135;
Лист № 6
Всего листов 6
- психрометр ВИТ-1, диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%, цена деления термометров 0,5 °С по ТУ 25-11.1645;
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Расход и объем сухого отбензиненного газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №2), свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/4013-12, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2012.13162.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
2. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства
измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
3. ГОСТ Р 8.618-2006 Государственная система обеспечения единства
измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа
4. Техническая документация ЗАО НИЦ «Инкомсистем»
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.