Приложение к свидетельству № 51333
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа узла ком-
мерческого учёта попутного нефтяного газа на входе Губкинского ГПЗ (I очередь)
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа узла коммерче-
ского учёта попутного нефтяного газа на
входе Губкинского ГПЗ (I очередь) (далее – СИКГ
УКУ ПНГ-1) предназначена для измерений количества свободного (попутного) нефтяного газа,
поступающего на установку переработки газа №1 (УПГ-1) ОАО «РН-Пурнефтегаз».
Описание средства измерений
Расход свободного (попутного) нефтяного газа (далее – ПНГ) определяют методом пе-
ременного перепада давления. Принцип
метода состоит в том, что
на сужающем устройстве
(далее – СУ), установленном в измерительном трубопроводе (далее – ИТ) и создающем местное
сужение потока, образуется перепад давления, являющийся функцией расхода измеряемой сре-
ды.
В состав СИКГ УКУ ПНГ-1
входит входной коллектор условным проходом (далее –
D
у
) 1200 мм, блок ИТ, состоящий из трёх ИТ D
у
= 700 мм с СУ, выходной коллектор
D
у
= 1200 мм, система сбора и обработки информации (далее – СОИ) и система контроля и сиг-
нализации загазованности воздуха.
На каждом ИТ установлены:
-
устройство
сужающее быстросменное
БСУ 700/7,5
со смонтированной диафрагмой,
выполненной согласно ГОСТ 8.586.1-2005 и ГОСТ 8.586.2-2005;
- измерительный канал разности давлений на базе многопараметрического сенсора
MVS 205Р (диапазон измерения разности давлений от 0,8 до 19,0 кПа, пределы основной при-
ведённой погрешности ± 0,2 %);
- измерительный канал абсолютного давления на базе многопараметрического сенсора
MVS 205Р (верхний предел измерений 5,516 МПа, пределы основной приведённой погрешно-
сти ± 0,2 %);
- измерительный канал температуры на базе термопреобразователя сопротивления пла-
тинового Pt 100 серии 65 класс допуска А по ГОСТ 6651-2009 (пределы измерений от минус 15 до
плюс 15 °С, пределы основной абсолютной погрешности ± 0,35 °С);
- линии связи.
СОИ включает в себя щит контроля и управления, щит питания, операторную станцию
и принтер и выполнена на базе двух вычислителей расхода – контроллеров измерительных Flo-
Boss 407 c программным обеспечением производителя.
СИКГ УКУ ПНГ-1 обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объёмного расхода газа в рабочих и стандартных условиях
на каждом ИТ и по узлу в целом;
- автоматическое измерение объёма газа, приведённого к стандартным условиям, на
каждом ИТ за расчётный период (час, сутки, месяц);
- сигнализация о превышении предельных значений объёмного расхода газа на каждом
ИТ;
Лист № 2
Всего листов 5
- автоматическое измерение абсолютного давления и температуры газа по каждому ИТ; -
визуальный контроль температуры и давления газа;
- обеспечение сигнализации и хранения на операторской станции всех текущих значе-
ний аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев;
- ведение и архивирование журнала событий системы, журнала оператора, актов приё-
ма-сдачи газа;
- защита системной информации от несанкционированного доступа программными
средствами (введением паролей доступа сторонами согласно договору на поставку ПНГ) и ме-
ханическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;
- формирование отчётов согласованной формы на бумажном носителе.
Измеряемая среда – свободный (попутный) нефтяной газ плотностью от 0,92 до
1,26 кг/м
3
рабочим абсолютным давлением от 0,18 до 0,25 МПа при температуре от минус 15 до
плюс 15 °С.
Компонентный состав и показатели качества измеряемой среды (температура точки ро-
сы по влаге и углеводородам) определяются лабораторным методом путём анализа отобранных
проб.
Физические свойства ПНГ определяются согласно ГСССД МР 113-03.
Климатическое исполнение СИКГ УКУ ПНГ-1 – УХЛ2 по ГОСТ 15150-69.
Программное обеспечение
СОИ имеет встроенное программное обеспечение (ПО), выполняющее вычислительные
операции в соответствии с назначением СИКГ УКУ ПНГ-1 и влияющее на его метрологические
характеристики.
ПО обладает идентификационными признаками и имеет защиту от несанкционирован-
ного доступа к результатам измерений.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
v.101
v.101
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии Цифровой иденти-
(идентифика- фикатор ПО (кон-
ционныйтрольная сумма ис-
номер) ПО полняемого кода)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора ПО
1
ПО основного измери-
тельного контроллера
«Floboss 407»
2
Основное ПО
W68044
3
ver.1.13
45
Emerson FCD
0х2471CRC32
ПО резервного изме-
рительного контрол-
лера «Floboss 407»
Программа обсчёта
Flow Calc. VNICSMV+H20
Основное ПО
W68044
Программа обсчёта
Flow Calc. VNICSMV+H20
ver.1.13
Emerson FCD
0х2471CRC32
Лист № 3
Всего листов 5
Продолжени таблицы 1
3
1
Наименование конфи-
гурационных файлов
основного контролле-
ра «Floboss 407»
2
Основной
ukg1_rab.800
45
2AE821F7 CRC 32
4978A9F2CRC 32
Наименование конфи-
гурационных файлов
контроллеров
«ROC809»:
Резервный
ukg1_rez.800
Основной
ukg1_ROC800_1.800
1B8D08DBCRC 32
1B8D08DBCRC 32
Наименование ПО
операторского интер-
фейса верхнего уровня
Резервный
ukg1_ROC800_2.800
iFIX Plus SCADA Pack 3.5
(900 точек ввода/вывода)
фирмы «Intellution» (США),
функционирующее в опе-
рационной среде Windows
XP Professional (SP2)
ver. 3.5
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «С». Мет-
рологически незначимая часть ПО не оказывает влияния на его метрологически значимую
часть.
Метрологические и технические характеристики
Измеряемая среда – свободный (попутный) нефтяной газ плотностью от 0,92 до 1,26 кг/м
3
рабо-
чим абсолютным давлением от 0,18 до 0,25 МПа при температуре от минус 15 до + 15 °С.
Диапазон расходовот 15000 до 312000 м
3
/ч;
Минимальный расход по одному измерительному трубопроводу 15000 м
3
/ч;
Максимальный расход по одному измерительному трубопроводу 104000 м
3
/ч;
Количество измерительных трубопроводов 3;
Минимальное абсолютное давление0,18 МПа;
Максимальное абсолютное давление0,25 МПа;
Диаметр измерительного трубопровода 700 мм;
Относительная расширенная неопределённость
измерения объёма попутного нефтяного газа,
приведённого к стандартным условиям± 2,1%;
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов:
при измерении времени± 0,1%;
при вычислении объема газа приведенного к стандартным условиям ± 0,05%;
Пределы допускаемой приведенной погрешности
при измерении абсолютного давления и перепада давлений± 0,2%;
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении температуры ± 0,35 °С;
Температура окружающего воздуха от минус 55 до плюс 50 °С; Питание
– переменный ток напряжением 220 В ± 10 %.
Все средства измерений, установленные на ИТ, изготовлены во взрывозащищённом ис-
полнении.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ УКУ ПНГ-1 штемпелеванием.
Комплектность средства измерений
Комплектность СИКГ УКУ ПНГ-1 представлена в таблице 2.
Лист № 4
Всего листов 5
1-2006-237
1
1-2006-237-ПС
1
1-2006-237-ОП
1
1-2006-237-МП
1
Обозначение
Количество
Таблица 2 – Комплектность СИКГ УКУ ПНГ-1
Наименование
Система измерений количества попутного нефтяного газа уз-
ла коммерческого учёта попутного нефтяного
газа на входе
Губкинского ГПЗ (I очередь)
Система измерений количества попутного нефтяного газа уз-
ла коммерческого учёта попутного нефтяного
газа на входе
Губкинского ГПЗ (I очередь). Паспорт
Комплект КД, эксплуатационная и сопроводительная
документация на комплектующие изделия
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества попутного
нефтяного газа узла коммерческого учёта попутного нефтя-
ного газа на входе Губкинского ГПЗ (I очередь). Методика
поверки
Поверка
осуществляется согласно документу 1-2006-237 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества попутного нефтяного газа узла коммерческого учёта попутного нефтяного газа на
входе Губкинского ГПЗ (I очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «Тюменский
ЦСМ» 14 января 2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
– СИ согласно ПР 50.2.022-99 и ГОСТ 8.586.5-2005;
– манометр грузопоршневой МП-6, диапазон давлений от 0,06 до 0,6 МПа, относитель-
ная погрешность ± 0,02 %;
– автоматизированный задатчик избыточного давления «Воздух-1,6», предел измере-
ний до 160 кПа, относительная погрешность ±0,02 %;
– магазин сопротивлений Р 4831, класс точности 0,02;
– термометр цифровой прецизионный DTI-1000, диапазон температур от – 50 до +
400 °С, абсолютная погрешность ± 0,031 °С;
– термостат жидкостный прецизионный переливного типа модели ТПП-1.1, диапазон
температур от – 60 до + 300 °С, нестабильность поддержания температуры
от ± 0,004 до ± 0,02 °С;
– измеритель-регулятор температуры многоканальный прецизионный МИТ-8.15М, аб-
солютная погрешность ± (0,001 + 3∙10
-6
∙t) °C;
– программный комплекс «Расходомер ИСО», версия 1.38.
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция. ГСИ. Расход и количество попутного нефтяного газа. Методика измерений на узле
коммерческого учёта попутного нефтяного
газа на
входе Губкинского ГПЗ (I
очередь) (Узел
коммерчесткого учёта попутного нефтяного газа). Казань, 2006.
Лист № 5
Всего листов 5
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к СИКГ УКУ
ПНГ-1
1 ГОСТ 8.586.1-2005 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помо-
щью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требова-
ния».
2 ГОСТ 8.586.2-2005 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помо-
щью стандартных сужающих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования».
3 ГОСТ 8.586.5-2005 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помо-
щью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений.
5 ГСССД МР 113-03 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиаба-
ты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур
263…500 К при давлениях до 15 МПа».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
торговые и товарообменные операции.
Изготовитель
«Губкинский газоперерабатывающий завод», филиал ОАО «СибурТюменьГаз»,
629830, Тюменская область, Ямало-Ненецкий АО, г. Губкинский,
промзона, Губкинский ГПК,
телефон (3493) 639-210, факс (3493) 639-219; E-mail: qqpk@stq. sibur.ru
.
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ».
625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88, тел./факс 3452-280084 E-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30024-11 от 08.08.2011 г.
Заместитель Руководителя
Федерального Агентства по техническому
регулированию и метрологии_________________ Ф.В. Булыгин
М.п.«
»
2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.