Система автоматизированная измерительная коммерческого учета природного газа АО "Юго-Западная ТЭЦ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 76952-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Юго-Западная ТЭЦ", г.С.-Петербург |
Система автоматизированная измерительная коммерческого учета природного газа АО «Юго-Западная ТЭЦ» (далее - система) предназначена для измерений объема природного газа при стандартных условиях по ГОСТ 2939-63.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76952-19 |
| Наименование | Система автоматизированная измерительная коммерческого учета природного газа АО "Юго-Западная ТЭЦ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
АО "Юго-Западная ТЭЦ", г.С.-Петербург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 76952-19: Описание типа СИ | Скачать | 76 КБ | |
| 76952-19: Методика поверки МП-205-RA.RU.310556-2019 | Скачать | 4.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная измерительная коммерческого учета природного газа АО «Юго-Западная ТЭЦ» (далее - система) предназначена для измерений объема природного газа при стандартных условиях по ГОСТ 2939-63.
Описание
Принцип действия системы заключается в непрерывном измерении с помощью первичных измерительных преобразователей (далее - ПИП) давления, перепада давления и температуры природного газа с последующим вычислением объема природного газа при стандартных условиях.
Система представляет собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений и представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированный для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее компонентов.
Нижний уровень (1-й уровень) представлен следующими первичными измерительными преобразователями:
|
преобразователи давления измерительные |
EJA |
модификации |
EJA310A |
|
(Регистрационный номер 14495-09); преобразователи давления измерительные |
EJA |
модификации |
EJA110A |
|
(Регистрационный номер 14495-09); преобразователи давления измерительные |
EJA |
модификации |
EJA530A |
(Регистрационный номер 14495-09);
- термопреобразователи сопротивления из платины и меди ТС модификации ТС-1187Exd (Регистрационный номер 58808-14);
- термометры сопротивления из платины и меди ТС модификации TC-1187Exd (Регистрационный номер 18131-09).
Объемный расход измеряется с помощью стандартных сужающих устройств - диафрагм по ГОСТ 8.586.2-2005. Система состоит из трех измерительных линий: две основные измерительные линии №1 и №2 (далее - ИЛ № 1 и ИЛ № 2) и байпас - измерительная линия №3 (далее ИЛ № 3).
На среднем уровне (2-ом уровне) происходит преобразование входных аналоговых унифицированных электрических сигналов силы постоянного тока поступающих от преобразователей давления, сигналов электрического сопротивления, поступающих от термопреобразователей сопротивления, на соответствующие входы корректора СПГ761 модификации СПГ761.2 (Регистрационные номера 36693-08, 36693-13) в соответствующие значения температуры, абсолютного и избыточного давления, разности давлений и вычисление объема природного газа при стандартных условиях. Параметры измерительного трубопровода, стандартного сужающего устройства, природного газа (плотность природного газа при стандартных условиях, молярные доля азота, молярная доля диоксида углерода) вводятся в память корректора СПГ761 модификации СПГ761.2 как условно-постоянные параметры. Расчет свойств природного газа проводится по ГОСТ 30319.2-2015.
Результаты измерений и вычислений, выполненных корректором, по проводным и оптоволоконным линиям связи в виде цифрового сигнала с заданной периодичностью поступают на верхний уровень (3-ий уровень) - в сервер информационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК). ИВК включает в себя сервер базы данных, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, формирование справочных и отчетных документов, хранение измерительной информации и журналов событий в базе данных.
Система обеспечивает выполнение следующих функций :
- автоматическое измерение разности давлений на стандартном сужающем устройстве, атмосферного и избыточного давления, температуры;
- автоматическое вычисление объемного расхода и объема природного газа при стандартных условиях;
- формирование отчетов, архивирование, хранение, индикацию результатов измерений.
В системе предусмотрены защита от несанкционированного доступа к данным и сохранность данных при отключении электропитания .
В целях предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства в работу системы производится пломбирование средств измерений, входящих в состав системы. Способы защиты и места пломбирования средств измерений, входящих в состав системы приведены в их описаниях типа и эксплуатационной документации.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивающее реализацию функций системы, представлено встроенным (интегрированным) ПО корректоров СПГ761 модификации СПГ761.2 и автономным ПО - программным комплексом (далее - ПК) «Энергосфера».
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблицах с 1 - 3.
Уровень защиты встроенного программного обеспечения корректоров от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты автономного ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения корректоров на измерительных линиях №1 и №2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
- |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
v01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
A374 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC16 |
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения корректора на измерительной линии байпас
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
- |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
v01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
В6С3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC16 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
v6.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений объемного расхода природного газа при стандартных условиях, м3/ч: - ИЛ № 1 и ИЛ № 2: - ИЛ № 3: |
от 6366 до 262626 от 500 до 20541 |
|
Диапазон измерений объема природного газа при стандартных условиях за час, м3: - ИЛ № 1 и ИЛ № 2: - ИЛ № 3: |
от 6366 до 262626 от 500 до 20541 |
|
Диапазон измерений температуры природного газа, °С |
от -50 до +100 |
|
Границы интервала допускаемой относительной погрешности измерений объема природного газа в стандартных условиях при доверительной вероятности 0,95, %, в зависимости от значения объемного расхода при стандартных условиях для ИЛ № 1 и ИЛ № 2: - от 6366 до 14500 м3/ч - от 14500 до 262626 м3/ч |
±2,5 ±1,1 |
|
Границы интервала допускаемой относительной погрешности измерений объема природного газа в стандартных условиях при доверительной вероятности 0,95, %, в зависимости от значения объемного расхода при стандартных условиях для ИЛ № 3: - от 500 до 1260 м3/ч - от 1260 до 20541 м3/ч |
±2,5 ±1,1 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры природного газа t, °С |
±(0,25+0,002t) |
|
Диапазон измерений избыточного давления, МПа |
от 0,1 до 1,6 |
|
Диапазон измерений разности давлений, кПа |
от 0,075 до 63 |
|
Диапазон измерений атмосферного давления, кПа |
от 0 до 130 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления (от диапазона измерений), % |
±0,125 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений разности давлений (от диапазона измерений), % |
±0,115 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений атмосферного давления (от диапазона измерений), % |
±0,125 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений интервалов времени, % |
±0,01 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
природный газ по ГОСТ 5542-2014 |
|
Параметры измеряемой среды: - температура, °С - избыточное давление, МПа |
от -5 до +20 от 0,56 до 1,0 |
|
Номинальный диаметр измерительного трубопровода, мм: - ИЛ №1 и ИЛ №2 - ИЛ №3 |
700 150 |
|
Рабочие условия эксплуатации: в месте размещения термопреобразователей сопротивления: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха при температуре +25 °С, %, не более в месте размещения преобразователей давления и оборудования среднего и верхнего уровня : - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха при температуре +35 °С, %, не более Атмосферное давление, кПа |
от -5 до +20 95 от +10 до +25 80 от 84 до 106,7 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
от 187 до 242 от 49 до 51 |
Знак утверждения типа
наносится в левый верхний угол титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система автоматизированная измерительная коммерческого учета природного газа АО «Юго-Западная ТЭЦ» |
- |
1 шт. Зав. № 001 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП-205-КА.Ки.310556-2019 |
1 экз. |
|
Комплект эксплуатационных документов на комплектующие изделия, входящие в состав системы |
- |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу Mn—205—RA.RU.310556—2019 «ГСИ. Система автоматизированная измерительная коммерческого учета природного газа АО «Юго-Западная ТЭЦ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 27 сентября 2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав Системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе 466-RA.RU.311735-2019 «Объемный расход и объем природного газа. Методика измерений системой автоматизированной измерительной коммерческого учета природного газа АО «Юго-Западная ТЭЦ», аттестованной ФГУП «СНИИМ». Свидетельство об аттестации №466-RA.RU.311735-2019.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения.
ГОСТ 8.586.1-2005 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования
ГОСТ 8.586.2-2005 ГСИ Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования.
ГОСТ 8.586.5-2005 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений
ГОСТ 30319.2-2015 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 N 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
Смотрите также
