55320-13: Система измерений количества и показателей качества природного газа ОАО "Газпромнефть-МНПЗ" (СИКГ) - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества природного газа ОАО "Газпромнефть-МНПЗ" (СИКГ)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55320-13
Производитель / заявитель: ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Скачать
55320-13: Описание типа СИ Скачать 84.7 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества природного газа ОАО "Газпромнефть-МНПЗ" (СИКГ) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55320-13
Наименование Система измерений количества и показателей качества природного газа ОАО "Газпромнефть-МНПЗ" (СИКГ)
Год регистрации 2013
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1223 п. 24 от 28.10.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 0070-13-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 2 года
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 3
Успешных поверок (СИ пригодно) 3 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 19.05.2024

Поверители

Скачать

55320-13: Описание типа СИ Скачать 84.7 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества природного газа ОАО «Газпромнефть-МНПЗ» (СИКГ) (далее - система измерений) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода и объема природного газа (далее -газ), приведенных к стандартным условиям, а также показателей качества газа.

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.

В состав системы измерений входят:

- блок измерительных линий (далее - БИЛ), включающий в себя:

- рабочую измерительную линию DN 400 (ИЛ №1);

- резервную измерительную линию DN 400 (ИЛ № 2);

- блок измерений показателей качества (далее - БИК);

- систему обработки информации (далее - СОИ);

- блок-бокс системы измерений.

Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию мгновенных значений расхода газа через систему измерений;

- приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;

- приведение объема газа к стандартным условиям;

- измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию абсолютного давления газа на каждой ИЛ;

- измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию температуры газа на каждой ИЛ;

- определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема в стандартных условиях за отдельные периоды (час, сутки, месяц);

Лист № 2

Всего листов 6

- 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;

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

- автоматическую запись компонентного состава, плотности и коэффициента сжимаемости газа в вычислители расхода;

- возможность ввода в вычислитель расхода данных компонентного состава газа, определенных химико-аналитической лабораторией;

- визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;

- ручной отбор пробы газа;

- автоматический контроль и светозвуковая сигнализация 20% и 50% НКПР в блок-боксе системы измерений;

- автоматический контроль и оповещение о пожаре, автоматизированное отключение технологического оборудования;

- автоматическое включение системы порошкового пожаротушения в блок-боксе при получении сигнала «пожар» от двух автоматических пожарных извещателей или от ручного извещателя;

- автоматическое запирание отсечной арматуры в случае сработки второго порога загазованности либо появления сигнала пожар СИКГ, но только после подтверждения оператором;

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

- хранение и отображение на АРМ оператора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

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

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

- обеспечение регистрации и хранения всех текущих значений аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.

- возможность передачи данных на верхний уровень следующих параметров:

- мгновенный расход газа по каждой ИЛ и в целом(м3/ч);

- объем газа за час по каждой ИЛ и СИКГ в целом (м3);

- объем газа за сутки по каждой ИЛ и СИКГ в целом (м3);

- текущее абсолютное давление газа по каждой ИЛ (МПа);

- текущую температуру газа по каждой ИЛ (°С);

- данные о параметрах качества газа, введенных в измерительный комплекс учета расхода газа по данным лабораторного анализа (плотность газа, компонентный состав газа, температура точки росы газа по влаге и углеводородам, энергосодержание).

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 Cerabar S PMP71 (Госреестр № 41560-09), термопреобразователь

Всего листов 6 сопротивления платиновый TR61 (Госреестр № 49519-12), преобразователь измерительный серии iTempTMT модели TMT 182 (Госреестр № 39840-08), хроматограф газовый промышленный MicroSAM (Госреестр № 44122-10), комплекс измерительновычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК» (Госреестр № 4411510), вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр № 43506-09), термометр биметаллический ТМ серии 55 (Госреестр № 15151-08), манометр для точных измерений МПТИ (Госреестр № 26803-06), манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 2 (Госреестр № 15142-08), преобразователь измерительный тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (Госреестр № 22153-07).

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

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 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

Контрол лер

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

АБАК (№291)

CExpApp.out

CExpApp

2.6

3500809304

CRC-32

АБАК (№292)

CExpApp.out

CExpApp

2.6

3500809304

CRC-32

Технические характеристики

Рабочая среда

природный газ

Диапазон измерений объемного расхода газа по рабочему и резервному измерительным трубопроводам, при стандартных условиях, м3/ч

Диапазон измерений объемного расхода газа по рабочему и резервному измерительным трубопроводам, при рабочих

от 1500 до 88000

условиях, м3/ч

от 100 до 10000

Диапазон абсолютного давления газа, МПа

от 0,95 до 1,3

Диапазон температуры газа, °С

Пределы допускаемой относительной погрешности системы

от минус 10 до плюс 10

измерений при измерении объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, %

± 0,8

Условия эксплуатации:

-температура окружающей среды, ° С

от 18 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 природного газа ОАО «Газпромнефть-МНПЗ» (СИКГ).

Методика поверки.

Руководство по эксплуатации.

Поверка

осуществляется по документу МП 0070-13-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества природного газа ОАО «Газпромнефть-МНПЗ» (СИКГ). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 19 мая 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;

- 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. ГСОЕИ. Расход и объем природного газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества природного газа ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-МНПЗ» (СИКГ), свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/227013-12, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2012.13337.

Нормативные документы

1. ГОСТ  Р  8.596-2002 Государственная система обеспечения единства

измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

2. ГОСТ  Р  8.618-2006 Государственная система обеспечения единства

измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа

3. Техническая документация ЗАО НИЦ «Инкомсистем»

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
55322-13
Система измерительная РСУ нефтяных парков ООО "ЛУКОЙЛ-УНП
ООО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка" (ЛУКОЙЛ-УНП), г.Ухта
55323-13
CGT Счетчики газа турбинные
Фирма "COMMON S.A.", Польша