Приложение к свидетельству № 49557
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 1
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества природного газа в
составе узла коммерческого учета Самбургского месторождения
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества природного газа в составе
узла коммерческого учета Самбургского месторождения, изготовленная ООО «НПП
«ГКС», г. Казань (далее – система измерений) предназначена для измерения в
автоматизированномрежимеколичестваиопределенияпоказателейкачества
(компонентный состав, плотность, температура точки росы по влаге и углеводородам,
теплота сгорания газа) газа, поступающего с УКПГ Самбургского месторождения в
магистральные газопроводы «Уренгой-Центр I, II».
Описание средства измерений
Принцип действия системы измерений основан на использовании косвенного метода
динамических измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным
условиям, по результатам измерений при рабочих условиях объемного расхода,
плотности, температуры и давления газа.
Выходные сигналы преобразователя расхода газа ультразвукового, измерительных
преобразователей плотности, давления и температуры газа поступают в контроллер
измерительный FloBoss S600+ (далее – контроллер) в реальном масштабе времени. По
полученным измерительным сигналам контроллер по заложенному в нем программному
обеспечению производит вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к
стандартным условиям.
Система измерений представляет собой единичный экземпляр измерительной
системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного
производства. Монтаж и
наладка
системы
измерений
осуществлена непосредственно на
объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы измерений и
эксплуатационными документами ее компонентов.
Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение
следующих основных функций:
-
измерение в автоматическом режиме и индикацию мгновенных значений расхода
газа через каждую измерительную линию (далее - ИЛ) и систему измерений в целом;
-
приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;
-
приведение объема газа к стандартным условиям;
-
измерение в автоматическом режиме и индикацию мгновенных значений
давления, температуры газа по каждой ИЛ;
-
автоматическую сигнализацию предельных значений расхода, температуры,
давления газа в каждой ИЛ;
-
автоматическое измерение и индикацию плотности газа в рабочих условиях
поточным плотномером;
-
автоматическое измерение и индикацию компонентного состава, вычисление и
индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа
по результатам измерения компонентного состава;
-
автоматическая сигнализация предельных значений компонентного состава газа;
-
автоматическое усреднение, нормировки и пороговый контроль результатов
анализа компонентного состава газа;
Лист № 2
Всего листов 6
-
определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за
отдельные периоды (1 час, сутки, месяц);
-
автоматическое измерение и индикацию температуры точки росы по влаге в
рабочих условиях;
-
автоматическоеизмерение,индикациютемпературыточкиросыпо
углеводородам;
-
визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;
-
автоматический отбор газа на поточные анализаторы;
-
защиту системной информации от несанкционированного доступа программными
средствами(введениемпаролейдоступа)имеханическимопломбированием
соответствующих конструктивов и блоков;
Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода,
плотности, температуры, давления, устройства обработки информации, информационно
измерительных каналов показателей качества газа и вспомогательных компонентов, в
состав которых входят следующие средства измерений: преобразователь расхода газа
ультразвуковой SeniorSonic c электронным модулем Mark III (регистрационный номер в
Государственном реестре средств измерений 43212-09), датчик температуры 3144P
(регистрационный номер в Государственном реестре средств измерений 39539-08),
преобразовательдавленияизмерительный3051ТА(регистрационныйномерв
Государственном реестре средств измерений 14061-10), преобразователь плотности газа
измерительный модели 7812 (регистрационный номер в Государственном реестре средств
измерений 15781-06), контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер в
Государственном реестре средств измерений 38623-11), хроматограф газовый
промышленный Analyzer, модель 771 (регистрационный номер в Государственном реестре
средств измерений 31188-06), анализатор точек росы интерференционный КОНГ-Прима-10
(регистрационный номер в Государственном реестре средств измерений 28228-04),
устройство программируемое управляющее
PACSystem Rx3i (регистрационный номер в
Государственном реестре средств измерений 30022-05).
Программное обеспечение (далее – ПО): комплекс технических средств (далее –
КТС) системы измерений организуется в виде многоуровневой функционально и
территориально распределенной иерархической структуры, состоящей из нижнего и
верхнего уровней.
Нижний уровень КТС включает в себя:
- контроллер измерительный FloBoss S600+ (рабочий и резервный);
-блокобработки информации,реализованный на базепрограммируемого
логического контроллера PACSystems Rx3i с установленным программным обеспечением
«Зилант-1-01»;
- систему автоматического управления, реализованную на базе ПТК «Delta V».
Верхний уровень КТС – АРМ оператора (рабочее и резервное).
Метрологически значимая часть программного обеспечения реализована на базе
серийно выпускаемых средств измерений, прошедших сертификацию и имеющих
действующиесвидетельстваобутверждениитипа.Дополнительныеиспытания
метрологически значимой части программного обеспечения КТС системы измерений не
требуются.
ПО системы измерений имеет уровень защиты «С» согласно МИ 3286-2010
«Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня
при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Метрологические и технические характеристики
Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к
стандартным условиям:
- по каждой из основных измерительных линий, м
3
/ч
- по измерительной линии учета газа на период ПНР, м
3
/ч
от 130000 до 870000
от 2800 до 87000
Диапазон измерений абсолютного давления газа, МПа
от 4,8 до 7,0
Диапазон измерений температуры газа,
°
С
от минус 10 до плюс 10
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным
условиям:
- при поверке счетчика на поверочной установке, %
- при имитационном методе поверки счетчика, %
± 0,6
± 0,7
Количество измерительных трубопроводов
Два рабочих (DN400),
один резервный
(DN 400), один для
учета газа на период
пусконаладочных
работ (DN150)
Температура окружающего воздуха для преобразователей
расхода газа, преобразователей давления, преобразователя
температуры и вычислительного устройства, °С
от 10 до 25
Напряжение питания переменного тока, В
Частота питания переменного тока, Гц
Срок службы, не менее, лет
220 ± 44
50 ± 2
10
Метрологические и технические характеристики системы измерений (блок контроля
качества газа):
Диапазон измерений температуры точки росы по
влаге и углеводородам, °Сот минус 30 до плюс 30
Контроллер
Наименова-
ние
ПО
Идентифика-
ционное
наименование
ПО
Номер
версии
ПО
Цифровой
идентифика-
тор ПО
(контроль-
ная сумма)
Linux
Binary.app
06.09c/09
c 100311
5fe0
CRC32
Linux
Binary.app
06.09c/09
c 100311
2aad
CRC32
Лист № 3
Всего листов 6
Таблица1 − Идентификационные данные ПО контроллера
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификато
ра
ПО
FloBoss
S600+
№ 18361862
(основной)
FloBoss
S600+
№ 18361861
(резервный)
ПО контроллера
измерительного
FloBoss S600+
(основной)
ПО контроллера
измерительного
FloBoss S600+
(резервный)
Лист № 4
Всего листов 6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
при измерении температуры точки росы:
- по влаге,
°
С
- углеводородам,
°
С
±1
±1
Интервал измерений температуры точки росы, по
углеводородам °С
от минус 40 до плюс 40
Диапазонизмеренийобъемнойдоли(Y)
компонента природного газа, % (пределы
допускаемой абсолютной погрешности измерений)
- Метан
- Этан
- Пропан
- Изобутан
- н-Бутан
- Изопентан
- н-Пентан
- нео-пентан
- Диоксид углерода
(CH
4
)
(C
2
H
6
)
(C
3
H
8
)
(и-C
4
H
10
)
(н-C
4
H
10
)
(и-C
5
H
12
)
(н-C
5
H
12
)
(нео-С
5
H
12
)
(CO
2
)
- Азот (N
2
)
- Кислород (O
2
)
50,0 – 99,9
0,005 – 20,0
0,0030 – 10,0
0,0020 – 6,0
0,0020 – 6,0
0,0010 – 2,5
0,0010 – 2,5
0,0010 – 0,5
0,001 - 0,010
0,010 – 20,0
0,05 – 20,0
0,0030 – 2,0
(0,025·Y+2,53)
(0,024·Y+0,0011)
(0,035·Y+0,0007)
(0,05·Y+0,0005)
(0,05·Y+0,0005)
(0,05·Y+0,0003)
(0,05·Y+0,0003)
(0,05·Y+0,0003)
(0,17·Y+0,0003)
(0,035·Y+0,0016)
(0,024·Y)
(0,04·Y+0,0014)
Y – измеренное значение молярной доли компонента, %
Температураокружающеговоздухадля
установленных средств измерений, °С
от 10 до 25
Напряжение питания переменного тока, В
220 ± 44
Частота питания переменного тока, Гц
50 ± 2
Знак утверждения типа
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений
типографским способом.
Комплектность средства измерений
Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества
природного газа в составе узла коммерческого учета Самбургского месторождения.
Методика поверки.
Руководство по эксплуатации.
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества природного газа в составе узла коммерческого учета Самбургского
месторождения. Методика поверки»
МП 0009-13-2012, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
ВНИИР в мае 2012 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
-
калибратор многофункциональный модели MC5-R-IS, диапазон воспроизведения
токового сигнала от 0 до 25 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме
воспроизведения токового сигнала ±0,02% от показания ±1 мкА;
-
устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и
нефтепродуктов УПВА, диапазон воспроизведения частоты импульсных сигналов от 123
Лист № 5
Всего листов 6
до15000Гц,пределыдопускаемойотносительнойпогрешностиврежиме
воспроизведения частоты ± 5*10-4 %;
-
термометр ртутный, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С по
ГОСТ 28498;
-
барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления
шкалы 100 Па по ТУ25-11.15135;
-
психрометр ВИТ-1, диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%,
цена деления термометров 0,5 °С по ТУ 25-11.1645;
-
ПЭВМ с программным обеспечением CONFIG 600.
Допускается применять другие типы средств измерений с характеристиками, не
уступающими указанным, аттестованные и поверенные в установленном порядке.
Сведения о методиках измерений
«Инструкция. ГСИ. Расход и объем природного газа. Методика измерений
системой измерений количества и параметров природного газа в составе узла
коммерческого учета на газопроводе по объекту «Обустройство Валанжинских залежей
Самбургского месторождения на период ОПЭ. Трубопроводы внешнего транспорта»,
свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/143013-11.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений
1.ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства
измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2.ГОСТ Р 8.618-2006 Государственная система обеспечения единства
измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и
массового расходов газа.
3.Техническая документация ООО «НПП «ГКС».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «НПП «ГКС». Юридический адрес: 420107, РТ, г. Казань, ул. Петербургская,
д. 50. Фактический и почтовый адрес: 420111, РТ, г. Казань, ул. Московская, д. 35
ИНН 1655107067; КПП 165501001. Тел (843) 221-70-00; факс.(843) 221-70-01.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии».Регистрационный номер № 30006-09
г.Адрес: 420088, г.Казань, ул. 2-я Азинская, 7А. ИНН 1660007420/ КПП 166001001. Тел.
(843) 272-70-62. Факс (843)
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии_________________Ф.В. Булыгин
м.п.«____»____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.