Назначение типа средства измерений
Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед» (далее - комплекс) предназначен для автоматизированных измерений объемного расхода и объема газа в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям.
Описание
Комплекс представляет собой единичный экземпляр, спроектированной для конкретного объекта. Монтаж и наладка комплекса осуществлены непосредственно на предприятии-изготовителе. Месторасположение комплекса - Российская Федерация, Хабаровский край, поселок Де-Кастри, нефтяной терминал Де-Кастри компании «Эксон Нефтегаз Лимитед».
Принцип действия комплекса состоит в измерении объема и объемного расхода газа методом переменного перепада давления с помощью сужающих устройств (СУ) в виде стандартных диафрагм (ГОСТ 8.586.2-2005).
Комплекс состоит из следующих основных блоков и компонентов:
- двух последовательно расположенных измерительных трубопроводов (ИТ), каждый из которых содержит стандартную диафрагму с угловым отбором давления;
- блока измерений влажности газа;
- системы обработки информации.
Средства измерений, входящие в состав комплекса, приведены в таблице 1.
Каждый измерительный трубопровод комплектуется набором из двух СУ. С целью расширения диапазона измерений в каждом ИТ установлены по два преобразователя дифференциального давления на разные диапазоны. Для сокращения длин прямых участков ИТ перед СУ применены устройства подготовки потока «Zanker» (ГОСТ 8.586.1-2005).
Один трубопровод является рабочим трубопроводом (05-180650), другой - контрольным и, одновременно, резервным трубопроводом (05-180651).
Алгоритмы и программное обеспечение обеспечивают расчет количества и качества газа в соответствии с нормативным документом ГОСТ 8.586.5-2005.
Для повышения надежности результатов измерений измерительные трубопроводы с СУ расположены последовательно и результаты измерений непрерывно сравниваются. При отличии результатов измерений более чем на 0,5 % выдается сигнал о нештатной ситуации.
Преобразование, обработка и архивирование измерительной информации производятся с помощью контроллеров измерительно-вычислительных OMNI 6000, которые выдают во внешние цепи (система управления терминалом) информацию об объемном расходе, объеме и влажности газа. Расчет параметров природного газа осуществляется контроллерами OMNI 6000 на основе вводимых данных компонентного состава газа по результатам предоставляемыми аналитической лабораторией.
Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав комплекса приведены в таблице 1.
Таблица 1
| № п/п | Наименование | Фирма- изготовитель | Г осреестр СИ | Количе ство |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. | Преобразователи дифференциального давления модели 3051S-CD | «Rosemount Inc.», США | 14061-10 | 4 |
| 2 | Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Pt100) | «EMERSON Process Management» / «Rosemount Temperature GmbH», Германия | 22257-11 | 2 |
| 3 | Вторичные преобразователи температуры модели 3144 | EMERSON Process Management»/ «Rosemount Inc.», США | 39539-08 | 2 |
| 4 | Преобразователи давления модели 3051S-TG | «Rosemount Inc.», США | 14061-10 | 2 |
| 5 | Анализатор влажности «AMETEK», модель 3050 OLV | «Ametek process Instruments Division», США. | 15964-07 | 1 |
| 6 | Контроллеры измерительновычислительные OMNI 6000 | «Omni Flow Computers Inc.», США | 15066-04 | 2 |
Технологическая схема комплекса измерительного количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед» приведена на рисунке 1. Фотографии внешнего вида одного из измерительных трубопроводов и бокса со средствами измерений приведены на рисунках 2 и 3.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) комплекса обеспечивает решение задач вычисления, информационного обмена, контроля и управления технологическим процессом и оборудованием на следующих уровнях иерархии:
- уровень первичных преобразователей - уровень измерения значений параметров и исполнения команд управления;
- уровень контроллеров - уровень сбора (накопления), обработки поступающих сигналов, математических вычислений, основанных на сертифицированных методиках, а также формирования управляющих воздействий для управления исполнительными механизмами;
- уровень рабочей станции - уровень контроля, управления, администрирования и наблюдения (сервера, автоматизированные рабочие места операторов);
- уровень передачи данных - коммутация компонентов комплекса, коммутация производится между различными уровнями (межуровневая) и внутри уровня.
Уровень первичных преобразователей реализован серийно выпускаемых средствах измерений утвержденного типа. Сведения о ПО первичных преобразователей указаны в соответствующей технической документации на первичные СИ.
Программное обеспечение уровня иерархии контроллеров базируется на ПО контроллеров измерительных OMNI 6000 и предназначено для:
- преобразования измеренных выходных сигналов первичных преобразователей дифференциального давления, избыточного давления, температуры;
- вычисления объемного расхода по основной и резервной измерительным трубопроводам, приведения объемного расхода и объема природного газа в рабочих условиях, в объемный расход и объем газа при стандартных условиях;
- вычисления физико-химических показателей (коэффициента сжимаемости, вязкости, плотности, показателя адиабаты, и других) природного газа;
- архивирования измеренных и вычисленных параметров в архивных базах данных, а также ведение журналов событий и аварий;
- управления и обмена данными с подчиненными устройствами по цифровым каналам связи и передачу информации в системы более высокого уровня по имеющимся интерфейсам связи.
Идентификация программного обеспечения уровня контроллеров может быть осуществлена по конфигурационному файлу для операционной системы.
Уровень передачи данных и уровень рабочей станции не содержит метрологически значимых частей ПО. Назначение и характеристики этих уровней иерархии описаны в соответствующих разделах проектной документации на комплекс измерений.
Защита ПО комплекса от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты ПО «OMNI 6000. Редакция аппаратно-программного обеспечения 27.75.05» комплекса измерительного количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед» от непреднамеренных и преднамеренных изменений «средний» согласно Р 50.2.077
2014 и соответствует уровню указанному в декларации заявителя.
Идентификационные данные ПО комплекса приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| Идентификационное наименование ПО | «OMNI 6000. Редакция аппаратнопрограммного обеспечения 27.75.05» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 27.75.05 |
| Цифровой идентификатор ПО | Контрольная сумма исполняемого кода 4EB4 (по алгоритму CRC16) |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики комплекса указаны в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование параметра | Значение параметра |
| Количество измерительных трубопроводов | два - один рабочий трубопровод (05-180650)- и один контрольный, одновременно, являющийся резервным трубопроводом (05-180651) |
| У словный диаметр измерительных трубопроводов | DN100 |
| Диапазоны измерений объемного расхода газа, м3/ч - в рабочих условиях - приведенный к стандартным условиям | от 15 до 150 от 500 до 4000 |
| Избыточное давление газа, МПа | от 2,0 до 4,0 |
| Температура газа, °С | от минус 1,0 до плюс 6,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±1,0 |
| Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С | от минус 50,0 до плюс 50,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении температуры, °С | ±0,2 |
| Диапазоны измерений избыточного давления, МПа | от 0 до 6,0 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности при измерении избыточного давления, % | ±0,1 |
| Диапазоны измерений дифференциального давления, Па | 0 - 50000 0-5000 |
| Параметры рабочей среды: - избыточное давление газа, МПа - температура газа, °С | от 2,0 до 4,0 от минус 1,0 до плюс 6,0 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности при измерении дифференциального давления, % | ±0,1 |
| Диапазон температуры окружающей среды для установленных в теплоизолированном боксе средств измерений, °С | от 15 до 25 |
| Диапазон температуры окружающей среды, °С | от - 40 до 50 |
| Напряжение питания переменного тока с частотой (50±1) Гц, В | 220/380(±10%) |
| Частота питания переменного тока, Гц | 50 ± 2 |
| Г абаритные размеры (длина, ширина, высота), мм | 7163; 3010; 950 |
| Срок службы, лет | не менее 10 |
Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта комплекса методом компьютерной графики.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед», Заводской № 0410-11 | 1 шт. |
| Паспорт на комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед». | 1 экз. |
| МП 2550-0250-2014 «Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед». Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 16 октября 2014 г. | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 2550-0250-2014 «Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 16 октября 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- СУ - по МИ 2638-2001 «ГСИ. Диафрагмы камерные и бескамерные, устанавливаемые во фланцевых соединениях измерительных трубопроводов. Методика контроля размеров при первичной и периодической поверке измерительных комплексов с сужающими устройствами». пп. 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, МИ 2585-2000 “ГСИ. Диафрагмы измерительных трубопроводов. Методика первичной поверки»;
- преобразователи дифференциального давления модели 3051S-CD - в соответствии с документом «Инструкция. Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки» утвержденная ВНИИМС, 2010 г.;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Pt100) - по ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»;
- вторичные преобразователи температуры модели 3144 - в соответствии с документом «Инструкция. Датчики температуры 644, 3144Р. Методика поверки» утвержденная ВНИИМС, 2008 г.;
- преобразователи давления модели 3051S-TG - в соответствии с документом «Инструкция. Преобразователи давления измерительные 3051. Методика поверки» утвержденная ВНИИМС, 2010 г.;
- анализатор влажности «AMETEK», модель 3050 OLV - «Инструкция. Анализаторы влажности 3050 модели ”3050-OLV”, “3050-TE”, “3050-DO”, “3050-SLR”, “3050-AP”, “3050AM”, “3050-RM”. Методика поверки», утверждённая ВНИИМС, 2007 г.;
- Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 6000 - в соответствии с документом «Рекомендация. ГСИ. Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 3000/6000. Методика поверка». Утверждена ВНИИМС, 2004 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе ГОСТ 8.586.5-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к Комплексу измерительному количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед»
1. ГОСТ Р 8.618-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа»
2. ГОСТ 8.586.1-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств». Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования»
3. ГОСТ 8.586.2-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств»: Часть 2. Принцип метода измерений и общие требования. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования»
4. ГОСТ 8.586.5-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств»: Часть 5. Методика выполнения измерений»
6. ИСО 5167-1:2003 «Измерение расхода среды с помощью устройств переменного перепада давления, помещенных в заполненные трубопроводы круглого сечения. Часть 1. Общие принципы и требования»
7. ИСО 5167-2: 2003 «Измерение расхода среды с помощью устройств переменного перепада давления, помещенных в заполненные трубопроводы круглого сечения. Часть 2. Диафрагмы»
Рекомендации к применению
Осуществление торговли.
59655-15: Описание типа СИСкачать175.3 Кб