Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на МУП УГХ (СИК СОГ)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 54557-13
Производитель / заявитель: ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Скачать

54557-13: Описание типа СИ Скачать 79.9 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 54557-13
Наименование Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на МУП УГХ (СИК СОГ)
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 54557-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 2 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 921 п. 13 от 16.08.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань

 Россия 


Назначение

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на МУП УГХ (СИК СОГ) (далее - система измерений) предназначена для автоматизированного измерения с нормированной точностью объемного расхода и объема сухого отбензиненного газа (далее - газ), приведенных к стандартным условиям.

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 и индикацию мгновенных значений расхода газа через каждую измерительную линию (далее - ИЛ) и систему измерений в целом;

-    приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;

-    приведение объема газа к стандартным условиям;

-    измерение в автоматическом режиме и индикацию мгновенных значений давления, температуры газа по каждой ИЛ;

-    автоматическую сигнализацию предельных значений расхода, температуры, давления газа в каждой ИЛ;

-    автоматическое измерение (периодичность от 5 до 60 минут) и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерения компонентного состава;

-    автоматический контроль достоверности данных хроматографа;

-    автоматическая сигнализация предельных значений компонентного состава газа;

-    автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа (от 3 до 50 значений);

-    определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);

-    архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа (текущие и усредненные значения за месяц);

Лист № 2 Всего листов 6

-    возможность ввода в вычислители данных компонентного состава, определенных химико-аналитической лабораторией;

-    автоматическое измерение и индикацию влажности газа в единицах ppm и г/м3 (в диапазоне влажности газа 0,1.. .100 ppm),

-    индикацию температуры точки росы по влаге в рабочих условиях и приведенной к контрактному давлению;

-    автоматическое измерение, индикацию температуры точки росы по углеводородам (в диапазоне минус 40 .0°С);

-    визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;

-    ручной отбор пробы газа из выходного коллектора;

-    дистанционный контроль и управление электроприводной запорной арматурой системы измерений, в том числе переключение рабочей измерительной линии на резервную;

-    контроль и сигнализацию протечек на дренажных и факельных линиях;

-    автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию наличия пожара в блок-боксе блока измерительных линий (далее - БИЛ) и блока измерений качества (далее -БИК) (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и на операторской станции системы измерений);

-    автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию 20% и 50% НКПР в блок-боксе БИЛ и БИК (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и на операторской станции системы измерений);

-    автоматическое регулирование температуры в блок-боксе с передачей сигналов на операторскую станцию о включенном состоянии системы электрообогрева блок-бокса и о снижении температуры воздуха в блок-боксе ниже 0 °С.

-    защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;

-    хранение и отображение на операторской станции измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

-    сохранение накопленных данных и значений коэффициентов, параметров, вводимых вручную, при отсутствии питания более 2-х часов при авариях в системе;

-    возможность передачи данных с операторской станции на верхний уровень (интерфейс RS-485 по протоколу Modbus, интерфейс Ethernet);

-    ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора, актов приема-сдачи газа;

-    регистрацию и хранение всех текущих значений аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.

Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры, давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в состав которых входят следующие средства измерений: счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 36876-08), преобразователь давления измерительный Cerebar S PMP 71 (Госреестр № 41560-09), преобразователь измерительный TMT 182 (Госреестр № 39840-08), термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (Госреестр № 26239-06), барьер искробезопасности БИА-101 (Госреестр № 32483-09), контроллер измерительный FloBoss S600 (Госреестр № 38623-08), анализатор влажности модели 3050-OLV (Госреестр № 35147-07), анализатор температуры точки росы углеводородов модель 241 модификации 241CE (Госреестр № 20443-06), хроматограф газовый промышленный MicroSAM (Госреестр № 44122-10), вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр № 43506-09), контроллер измерительно-вычислительный и

Лист № 3 Всего листов 6

управляющий STARDOM (Госреестр № 27611-09), термометр биметаллический ТМ серии 55 (Госреестр № 15151-08), манометр для точных измерений МПТИ (Госреестр № 26803-06).

Алгоритмы проведения вычислений системой измерений базируются на программном обеспечении контроллера измерительного FloBoss S600 и вычислителя расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов АКОНТ и предназначены для:

-    измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений объема и расхода газа при рабочей температуре и давлении и приведенных к стандартным условиям через каждую ИЛ и систему измерений в целом;

-    приведения измеренного объема газа к стандартным условиям измерения;

-    определения суммарного объема перекачиваемого газа через систему измерений в единицах объема за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);

-    измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений давления газа на каждой ИЛ;

-    измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений температуры газа на каждой ИЛ;

-    автоматического измерения (периодичность от 5 до 60 минут), вычисления и индикации компонентного состава, вычисления и индикации плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания (высшей и низшей) и числа Воббе (высшего, низшего) газа по результатам измерения компонентного состава;

-    автоматической сигнализации предельных значений компонентного состава газа;

-    автоматического усреднения результатов анализов компонентного состава газа (от 3 до 24 значений);

-    архивирования и хранения данных анализа компонентного состава газа (текущие и усредненные значения за месяц);

-    автоматического измерения, вычисления и индикации температур точек росы по влаге и углеводородам, влажности газа;

-    визуального контроля температуры и давления газа по месту;

-    ручного отбора пробы газа из рабочей и резервной ИЛ;

-    дистанционного контроля и управления электроприводной запорной арматурой системы измерений, в том числе переключение рабочей ИЛ на резервную;

-    автоматического контроля загазованности и светозвуковой сигнализации 20 % и 50 % НКПР в блок-боксе системы измерений;

-    автоматического пожарообнаружения и светозвуковой сигнализации пожара в блок-боксе системы измерений;

-    защиты системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;

-    хранения и отображения на операторской станции измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

-    формирования отчетов согласованной формы на бумажном носителе.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) системы измерений обеспечивает реализацию функций системы измерений. ПО системы измерений разделено на метрологически значимую и метрологически 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

Лист № 4 Всего листов 6

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 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

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер

версии

ПО

Цифровой

идентификатор

ПО

(контрольная

сумма)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи

катора

ПО

ПО СИК СОГ FloBoss № 17973354

2.7.0.0

2.7.0.0

ac22

CRC16

ПО СИК СОГ FloBoss № 17973355

2.7.0.0

2.7.0.0

422a

CRC16

Технические характеристики

Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям по каждой измерительной линии, м3/ч

от 475 до 133128

от 120 до 17000 от 0,4 до 0,7 от минус 9 до плюс 21

± 0,8 2

400

Диапазон измерений объемного расхода газа, в рабочих условиях по каждой измерительной линии, м3/ч

Диапазон абсолютного давления газа, МПа Диапазон температуры газа, °С Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, %

Количество измерительных линий, шт

Номинальный диаметр измерительного трубопровода, мм

20 ± 5 от 30 до 80 от 84 до 106,7 220 ±10% 50±1

непрерывный

10

Относительная влажность окружающего воздуха, %

Атмосферное давление, кПа

Напряжение питания, В

Частота питания, Г ц

Режим работы системы измерений

Средний срок службы, не менее, лет

Температура окружающего воздуха для установленных средств измерений, °С

Знак утверждения типа

наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом.

Комплектность

Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на МУП УГХ (СИК СОГ).

Методика поверки.

Руководство по эксплуатации.

Эксплуатационная документация на средства измерений, входящие в состав системы

измерений.

Поверка

осуществляется по документу МП 54557-13 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на МУП УГХ (СИК СОГ). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 17 сентября 2012 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;

-    психрометр ВИТ-1, диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%, цена деления термометров 0,5 °С по ТУ 25-11.1645;

-    ПЭВМ с программным обеспечением CONFIG 600.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Расход и объем сухого отбензиненного газа. МВИ системой измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на МУП УГХ (СИК СОГ)», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 2600013-08, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2009.05795.

Лист № 6 Всего листов 6

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений

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.

Смотрите также