Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55685-13
Производитель / заявитель: ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Поставщик:
Нет данных
Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55685-13: Описание типа СИ Скачать 96.5 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55685-13
Наименование Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 2-30151-2013
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 1389 п. 30 от 28.11.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань

 Россия 

Назначение

Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции (далее - СИКГ на выходе КС в МГ) предназначена для измерения, регистрации, обработки, контроля, хранения и индикации объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63 на основе измерений давления, температуры, компонентного состава согласно ГОСТ 31371.7-2008; формирования сигналов управления и регулирования, передачи значений параметров технологического процесса; приема и обработки, формирования выходных дискретных сигналов; выполнения функций сигнализации по установленным пределам при учетно-расчетных операциях между потребителем и поставщиком.

Описание

Принцип действия СИКГ на выходе КС в МГ заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи контроллера измерительного FloBoss S600+ (рабочий и резервный) (Госреестр №38623-11) (далее - контроллер FloBoss S600+) входных сигналов, поступающих от счетчиков газа ультразвуковых Flowsic 600 (Госреестр №43981-11), преобразователей абсолютного давления измерительных Cerabar S PMP71 (Госреестр №41560-09), термопреобразователей сопротивления платиновых TR61 (Госреестр №49519-12) совместно с преобразователями измерительными серии iTEMP TMT182 (Госреестр №39840-08). Тем самым, СИКГ на выходе КС в МГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров потока газа: объемный расход (объем) при рабочих условиях, абсолютное давление, температура.

Вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр №43506-09) (далее - вычислитель АКОНТ) измеряет и преобразует входные сигналы, поступающие от хроматографа газового промышленного специализированного MicroSam (Госреестр №46586-11), анализатора точки росы Hygrovision-BL (Госреестр №44263-10), преобразователя плотности газа измерительного модели 3098 (Госреестр №15781-06), анализатора влажности модели 3050-0LV (Госреестр №35147-07) и передает вычисленные параметры газа (плотность, динамическую вязкость, показатель адиабаты, коэффициент сжимаемости в соответствии с ГСССД МР 113-03) в контроллер FloBoss S600+. Далее контроллер FloBoss S600+ автоматически выполняет расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления, температуры газа и рассчитанных физические свойств газа.

СИКГ на выходе КС в МГ состоит из измерительных каналов (далее - ИК), операторских станций управления. Для решения задач управления технологическим процессом используются контроллер FloBoss S600+, вычислитель АКОНТ, вычислитель расхода жидкости и газа модели 7951 (Госреестр №15645-06) и контроллер Simatic S7-300 (Госреестр №15772-11).

Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ на выходе КС в МГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных тока и напряжения с гальванической развязкой KFD2-STC4-Ex1.20 (Госреестр №22153-08).

Лист № 2 Всего листов 8

СИКГ на выходе КС в МГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ на выходе КС в МГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ на выходе КС в МГ и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКГ на выходе КС в МГ входят:

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

-    рабочую измерительную линию Ду 150 (далее - ИЛ №1);

-    контрольно-резервную измерительную линию Ду 150 (далее - ИЛ №2);

-    трубопровод для последовательного подключения ИЛ для сличения показаний счетчиков газа ультразвуковых Flowsic 600;

-    блок измерений показателей качества (далее - БИК), включающий в себя:

-    анализаторы влажности модели 3050-OLV (рабочий, резервный);

-    преобразователь плотности газа измерительный модели 3098;

-    анализаторы точки росы Hygrovision-BL (рабочий, резервный);

-    хроматограф газовый промышленный специализированный MicroSam в соответствии с ГОСТ 31371.7-2008;

-    систему ручного отбора пробы;

-    система сбора и обработки информации (далее - СОИ).

СИКГ на выходе КС в МГ размещена в двух отдельных блок-боксах, каждый из которых оснащен системами обогрева, контроля температуры, естественной вентиляции, внутреннего и наружного освещения, пожарной сигнализации и охранной сигнализации.

Состав и технологическая схема СИКГ на выходе КС в МГ обеспечивают выполнение следующих функций:

-    измерение в автоматическом режиме мгновенных значений объемного расхода (объема) газа при рабочих условиях по каждой ИЛ и СИКГ на выходе КС в МГ в целом, их индикацию и сигнализацию предельных значений;

-    приведение мгновенных значений объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям измерений по каждой измерительной линии и СИКГ на выходе КС в МГ в целом с учетом параметров качества газа, их индикацию и сигнализацию предельных значений;

-    измерение в автоматическом режиме, индикацию и сигнализацию предельных значений давления и температуры газа на каждой ИЛ;

-    автоматическое измерение, вычисление и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях;

-    автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа, их архивирование и хранение;

-    автоматическую запись компонентного состава, плотности и коэффициента сжимаемости газа в вычислитель АКОНТ;

-    автоматическое измерение и индикацию температуры точки росы по углеводородам, влажности и относительной плотности газа;

-    дистанционный контроль и автоматическое управление исполнительными механизмами;

-    автоматизированное сличение показаний рабочего счетчика расходомера ультразвукового Flowsic 600 по контрольно-резервному;

-    защита системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа);

-    хранение и отображение на автоматизированном рабочем месте оператора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

-    возможность передачи данных на верхний уровень.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКГ на выходе КС в МГ (контроллера FloBoss S600+, вычислителя АКОНТ) обеспечивает реализацию функций СИКГ на выходе КС в МГ. Защита ПО СИКГ на выходе КС в МГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО СИКНП приведены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Linux

Binary.app

06.09с

-

ПО СИКГ на выходе КС в МГ

06.09d

-

CRC-16

06.09e

0259

CExpApp.out

3.5

719427084

CRC-32

ПО СИКГ на выходе КС в МГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий.

Защита ПО СИКГ на выходе КС в МГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «C» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКГ на выходе КС в МГ приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2

Наименование

СИКГ на выходе КС в МГ

Рабочая среда

Свободный нефтяной газ

Диапазоны измерения входных параметров для ИЛ №1 и ИЛ №2:

-    объемного расхода в рабочих условиях, м3/ч

-    объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, м3/ч

-    избыточного давления, МПа

-    температуры, °С

от 32 до 2500

от 2216,85 до 283272 от 6 до 8,6 от 35 до 40

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ на выходе КС в МГ при вычислении объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %

± 0,02

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ на выходе КС в МГ при измерении объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, %

± 1,5

У словия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °С

-    в месте установки средств измерений

-    в месте установки СОИ

от 18 до 30 от 15 до 30

Наименование

СИКГ на выходе КС в МГ

- относительная влажность, %

от 30 до 80

- атмосферное давление, кПа

от 84 до 106,7

Частота источника переменного тока 380 В, Гц

50 ± 1

Потребляемая мощность, кВ А, не более

20

Габаритные размеры, мм, длина*ширина*высота: - блок-бокса БИЛ

9135x4500x2650

- блок-бокса БИК

6550x2400x2650

- щита контроля и управления

800x800x2100

Масса, кг, не более

- блок-бокса БИЛ

17000

- блок-бокса БИК

6000

- щита контроля и управления

500

Средний срок службы, лет, не менее

10

Таблица 3

Метрологические характеристики ИК СИКГ на выходе КС в МГ

Метрологические характеристики измерительных компонентов ИК СИКГ на выходе КС в МГ

Первичный измерительный преобразователь

Промежуточный

измерительный

преобразователь

Вычислитель, измерительный модуль ввода/вывода аналоговых сигналов

Наименование ИК СИКГ на выходе КС в МГ

Диапазоны измерений

Пределы

допускаемой

погрешности

Тип

Диапазон выходного сигнала

Пределы

допускаемой

погрешности

Тип

Диапа

зон

выход

ного

сигна

ла

Диапазон

входного

сигнала

Пределы

допускаемой

погрешности

основной

в рабочих условиях

основ

ной

дополни

тельной

основной

в рабочих условиях

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

ИК

темпе

ратуры

-30...50°С

±0,35 °С

±0,35 °С

TR61

Pt100

±(0,1+

0,0017|ф

°С

-

KFD2-

STC4-

Ex1.20

4.20

мА

Контроллер FloBoss S600+

4.20 мА

±0,2 % от диапазона преобразования*

±0,2 % от диапазона преобразования *

iTEMP

TMT182

4.20

мА

±0,2°С

±(0,0015 % (от диапазона изме-рений)+ 0,005 % (от интервала измере-ний))/°С

окончание таблицы 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

ИК

давле

ния

10 а О ^

±0,25 % диапазона измерений

±0,25 % диапазона измерений

Cerabar

S

PMP71

4.20

мА

±0,075

%

диапа

зона

изме

рений

±(0,2 х TD**+ 0,015) % (от минус 10 до 60°С)

KFD2-

STC4-

Ex1.20

4.20

мА

Контроллер FloBoss S600+

4.20 мА

±0,2 % от диапазона преобразования *

±0,2 % от диапазона преобразования *

ИК

объем

ного

расхо

да

(объе

ма)

32...

80 м3/ч

±1 % измеряемой величины

Flowsic

600

импульс

ный

±0,5 % измеряемой величины

-

-

-

Контроллер FloBoss S600+

импульс

ный

±1 импульс на 10000 импульсов

80. 2500 м3/ч

±0,5 % измеряемой величины

Примечания

1.    Средства измерений, входящие в состав СИКГ на выходе КС в МГ, обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10-99 «искробезопасная электрическая цепь» уровня

«ib».

2.    Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытание в целях утверждения типа с аналогичными метрологическими и техническими характеристиками.

3.    * Значения пределов допускаемой погрешности контроллера FloBoss S600+ нормированы с учетом пределов допускаемой погрешности промежуточного преобразователя.

4.    ** TD - коэффициент перенастройки диапазона.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 4

Наименование

Количество

Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции, зав. №1401-12/1402-12. В комплект поставки входят: контроллер измерительный FloBoss S600+, вычислителя расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ», вычислитель расхода жидкости и газа модели 7951, контроллер Simatic S7-300, преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К, первичные измерительные преобразователи, операторские станций управления, устройства распределенного ввода-вывода, кабельные линии связи, сетевое оборудование, монтажные комплектующие, шкафы, пульты

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции. Паспорт

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции. Руководство по эксплуатации

1 экз.

МП 2-30151-2013. Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции. Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 2-30151-2013 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 23 августа 2013 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

-    средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;

-    калибратор многофункциональный MC5-R:

-    диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + + 1 мкА);

-    диапазон воспроизведения импульсных сигналов от 0 до 9999999.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный трубопровод (СИКГ на выходе КС в МГ) Южно-Приобской компрессорной станции», регистрационный код ФР.1.29.2013.14216 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции

1.    ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».

2.    ГОСТ 6651-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».

3.    ГОСТ 31370-2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб».

4.    ГОСТ 31371.7-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов».

5.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

6.    ГОСТ Р 8.733-2011 «Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

7.    ГОСТ Р 51330.10-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь i».

8.    ГОСТ Р 53762-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам».

9.    ГОСТ Р 53763-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде».

10.    ГСССД МР 113-03 «Методика ГСССД. Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263.500 К при давлениях до 15 МПа».

Рекомендации к применению

-    осуществление торговли и товарообменных операций;

-    выполнение государственных учетных операций.

Смотрите также

55686-13
САКТ, САКТ-2К Системы акустического контроля течи с каналами измерения акустических сигналов
ФГУП "ГНЦ РФ - Физико-энергетический институт им.А.И.Лейпунского" (ФЭИ), г.Обнинск
55689-13
ИПР Преобразователи искробезопасные
ООО ЦПТР "АВАНТАЖ", г.Александров