Система автоматизированная учета природного газа на ГРП Архангельской ТЭЦ

Назначение

Система автоматизированная учёта природного газа на ГРП Архангельской ТЭЦ (далее - АСУГ) предназначена для измерений давления, температуры, расхода и объема природного газа, времени.

Описание

Принцип действия АСУГ основан на создании в измерительном трубопроводе с помощью сужающего устройства (стандартной диафрагмы) местного сужения потока, часть потенциальной энергии которого переходит в кинетическую энергию, средняя скорость потока в месте сужения повышается, а статическое давление становится меньше статического давления до сужающего устройства. Разность давлений тем больше, чем больше расход среды, и, следовательно, служит мерой расхода. Измерение расхода газа осуществляется методом переменного перепада давления по результатам измерений разности давлений на диафрагме, температуры, давления газа и приведении объемного расхода и объема газа к стандартным условиям в соответствии с алгоритмом расчета согласно ГОСТ 8.586.5-2005.

АСУГ состоит из двух измерительных трубопроводов (основная линия и растопочная линия), оснащенных сужающими устройствами по ГОСТ 8.586.2-2005, первичными измерительными преобразователями давления, разности давлений, температуры, а также корректором газа и сервером с установленным программным обеспечением SCADA «КРУГ-2000» для отображения и хранения информации.

Выходные сигналы от первичных измерительных преобразователей давления, разности давлений и температуры поступают в корректор СПГ761.2 в масштабе реального времени. С помощью корректора СПГ761.2 осуществляется косвенное измерение расхода природного газа (на основании результатов прямых измерений давления, разности давлений и температуры) с последующей передачей результатов измерений в измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) DevLink и сервер с установленным программным обеспечением SCADA «КРУГ-2000» для отображения на экране и ведения архива.

Состав измерительных каналов (ИК) АСУГ приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав ИК АСУГ

Продолжение таблицы 1

Примечание - блоки питания и преобразования сигналов БППС 4090Ех/М11 установлены только в ИК №№ 1, 3, 4, 7, 9, 10

Синхронизация часов СИ и технических средств 2 и 3 уровня АСУГ с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) осуществляется вручную. Все действия по синхронизации хода часов отображаются и записываются в журнал событий.

Программное обеспечение

К программному обеспечению (ПО) относятся следующие виды ПО:

- системное программное обеспечение в составе: Microsoft Windows ХР Professional

- прикладное программное обеспечение в составе:

а) SCADA «КРУГ-2000». Программный продукт для создания систем мониторинга, управления и сбора данных, функционирующих на базе компьютеров, совместимых с IBM PC, под управлением операционной системы Windows;

б) СРВК на ИВК DevLink. Система реального времени контроллера (СРВК) - программный комплекс, обеспечивающий выполнение функций контроллера в реальном времени;

в) ПО TimeVisor - Сервер единого времени. Предназначен для обеспечения точного единого времени на абонентах сети.

г) Драйвер магистрального протокола приборов «Логика» (СПТ961 и СПГ761). Предназначен для организации информационного обмена с устройствами

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблицах 2-5.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО SCADA «КРУГ-2000»

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО СРВК DevLink

Таблица 4 - Идентификационные данные драйвера магистрального протокола приборов «Логика» (СПТ961 и СПГ761)________________________________________________________

Таблица 5 - Идентификационные данные ПО TimeVisor

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 6

Рабочие условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С;

- относительная влажность окружающего воздуха до 90 % при температуре 30 °С;

- атмосферное давление от 70 до 106,7 кПа (от 630 до 800 мм рт. ст.);

- напряжение питающей сети переменного тока от 198 до 242 В;

- частота питающей сети переменного тока от 47,5 до 52,5 Гц.

Знак утверждения типа

наносится в левый верхний угол титульного листа руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.

Комплектность

В комплект входят технические и программные средства, документация, представленные в таблице 7.

Таблица 7

Поверка

осуществляется по документу ЖАЯК.425000.030 МП «Система автоматизированная учёта природного газа на ГРП Архангельской ТЭЦ.», утверждённому ФБУ «Пензенский ЦСМ» 24 декабря 2015 г.

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

- калибратор многофункциональный MCX-IIR. Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения силы постоянного тока ± 0,004 мА. Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения сигналов термометров сопротивления ± 0,15 °С;

- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

М етодика измерений приведена в разделе 2.4 документа «Система автоматизированная учёта природного газа на ГРП Архангельской ТЭЦ. Руководство по эксплуатации. ЖАЯК.425000.030 РЭ»

Нормативные документы

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