Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа, подаваемого в топливную сеть УСН ЦППН-2 ОАО "Оренбургнефть" (СИКГ-7) АО "НГПЗ"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа, подаваемого в топливную сеть УСН ЦППН-2 ОАО «Оренбургнефть» (СИКГ-7) АО «НГПЗ» (далее - СИКГ) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода (объема) сухого отбензиненного газа (далее - газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.

Описание

Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке входных сигналов, поступающих от преобразователей объемного расхода (объема), абсолютного давления, температуры, входящих в состав блока измерительных линий (далее -БИЛ). Компонентный состав газа, температура точки росы по углеводородам и температура точки росы по воде определяются в аттестованной испытательной лаборатории в соответствии с ГОСТ 31371.7-2008, ГОСТ Р 53762-2009, ГОСТ Р 53763-2009. При помощи системы обработки информации (далее - СОИ) автоматически рассчитывается плотность при стандартных условиях и коэффициент сжимаемости газа в соответствии с ГСССД МР 113-03. Далее автоматически выполняется расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, на основе измеренных объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления, температуры газа и рассчитанного коэффициента сжимаемости газа.

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

В состав СИКГ входят:

-    БИЛ, состоящий из одной рабочей и одной резервной измерительных линий (далее -ИЛ) DN 80;

-    система ручного отбора пробы газа;

-    СОИ.

СИКГ состоит из измерительных каналов (далее - ИК), в которые входят следующие средства измерений, установленные на рабочей и резервной ИЛ:

-    счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600 (далее - FLOWSIC 600) (регистрационный номер 43981-11);

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR (регистрационный номер 49519-12), модели TR61 (далее - TR61) в комплекте с преобразователями измерительными серии iTEMP TMT (регистрационный номер 57947-14), модели TMT82 (далее - TMT82);

-    преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51 (далее - Cerabar) (регистрационный номер 41560-09).

В состав СОИ входят комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - «АБАК+») (регистрационный номер 52866-13).

Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеров искрозащиты) KFD2-STC4-Ex1.20 (далее -KFD2) (регистрационный номер 22153-14).

Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение, регистрацию и индикацию объемного расхода (объема) газа при рабочих условиях, температуры, давления газа;

-    автоматическое вычисление, регистрацию и индикацию объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63;

-    автоматическое вычисление и регистрацию физических свойств газа в соответствии с ГСССД МР 113-03;

-    автоматический контроль значений измеряемых параметров и сигнализация аварийных ситуаций;

-    защиту системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров, а также формирование, хранение и выдачу отчетов об измеренных и вычисленных параметрах;

-    создание и ведение журналов аварийных и оперативных событий.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ обеспечивает реализацию функций СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации: отображения на информационном дисплее СИКГ структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор ПО. ПО СИКГ имеет высокий уровень защиты по Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО СИКГ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО СИКГ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Abak.bex

Номер версии ПО

1.0

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

4069091340

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

Технические характеристики

приведены в таблице 2 и таблице 3.

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диаметр условного прохода измерительного трубопровода, мм

80

Диапазоны входных параметров газа:

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

-    избыточного давления, МПа

-    температуры, °С

от 122,8 до 19469,0 от 1,5 до 2,5 от -10 до +40

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ при измерении объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, %

±2,5

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °С

от -46 до +41

- относительная влажность окружающей среды, %

от 30 до 80

- атмосферное давление, кПа

от 84,0 до 106,7

Параметры электропитания:

- внешнее питание, переменное напряжение, В

380

- частота, Гц

50±1

Потребляемая мощность, Вт, не более

2580

Габаритные размеры, мм, не более:

- длина

5000

- ширина

1500

- высота

2300

Масса, кг, не более

2000

Средний срок службы, лет, не менее

10

Метрологические и технические характеристики ИК СИКГ

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов ИК СИКГ

Первичный измерительный преобразователь

Промежуточный

измерительный

преобразователь

СОИ

Наиме

нова-

ние

ИК

СИКГ

Диапа

зоны

изме

рений

Пределы

допускаемой

погрешности

Тип

Вы

ходной

сигнал

Пределы

допускаемой

погрешности

Тип

(вход

ной

сигнал)

Пре

делы

допус

каемой

погреш

ности

Вход

ной

сигнал

Пределы

допускаемой

погрешности

основной

в

рабочих

усло

виях

основной

дополни

тельной

основ

ной

основной

дополни

тельной

ИК

давле

ния

от 0 до 4 МПа

±0,16 % диапазона измерений

±0,37 % диапазона измерений

Cerabar

от 4 до 20 мА

±0,075 % диапазона измерений

±(0,15+ 0,15 •TD) % /10 °С

KFD2 (от 4 до 20 мА)

±20 мкА

«АБАК+»

от 4 до 20 мА

±0,05 % диапазона измерений

±0,0003 % /1 °С диапазона измерений

ИК

объема

от 122,8 до 19469,0 м3/ч

±0,5 % (1,0 %) измеряемой величины

FLOW-SIC 600

импульс

ный

±0,5 %* (1,0 %) измеряемой величины

-

-

-

«АБАК+»

импульс

ный

±1 импульс на 10000 импульсов

ИК

темпе

рату

ры

от -20 °С

до +50 °С

±0,45 % диапазона измерений

TR61

Pt100

±(0,15+

0,002-|t|)

°С

-

KFD2 (от 4 до 20 мА)

±20 мкА

«АБАК+»

TMT82

от 4 до 20 мА

±0,161 °С

±0,00145 °С / 1 °С

от 4 до 20 мА

±0,05 % диапазона измерений

±0,0003 % /1 °С диапазона измерений

* В диапазоне измерений объемного расхода газа при рабочих условиях от 8 до 32 м3/ч.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Комплектность СИКГ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность СИКГ

Наименование

Количество

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа, подаваемого в топливную сеть УСН ЦШШ-2 ОАО «Оренбургнефть» (СИКГ-7) АО «НГПЗ», заводской № 2094-15

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа, подаваемого в топливную сеть УСН ЦШ1Н-2 ОАО «Оренбургнефть» (СИКГ-7) АО «НГПЗ», заводской № 2094-15. Паспорт

1 экз.

МП 1008/1-311229-2016. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа, подаваемого в топливную сеть УСН ЦШ1Н-2 ОАО «Оренбургнефть» (СИКГ-7) АО «НГПЗ». Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 1008/1-311229-2016 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа, подаваемого в топливную сеть УСН ЦППН-2 ОАО «Оренбургнефть» (СИКГ-7) АО «НГПЗ». Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 10 августа 2016 г.

Основное средство поверки:

- калибратор многофункциональный MC5-R-IS: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 импульсов.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКГ.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа, подаваемого в топливную сеть УСН ЦППН-2 ОАО «Оренбургнефть» (СИКГ-7) АО «НГПЗ», регистрационный номер ФР.1.29.2016.22836 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа, подаваемого в топливную сеть УСН ЦППН-2 ОАО «Оренбургнефть» (СИКГ-7) АО «НГПЗ»

1    ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

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

3    ГОСТ Р 8.733-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

4    ГОСТ Р 53762-2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам

5    ГОСТ Р 53763-2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде

6    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

Развернуть полное описание