Untitled document

Приложение к свидетельству № 57628

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз

Лимитед»

Назначение типа средства измерений

Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Ли-

митед» (далее – комплекс) предназначен для автоматизированных измерений объемного расхо-

да и объема газа в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям.

Описание средства измерений

Комплекс представляет собой единичный экземпляр, спроектированной для конкретно-

го объекта. Монтаж и наладка комплекса осуществлены непосредственно на предприятии-

изготовителе. Месторасположение комплекса – Российская Федерация, Хабаровский край, по-

селок 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 стан-

дартных 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 диффе-

ренциального 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 - контроль-

ным и, одновременно, резервным трубопроводом (05-180651).

Алгоритмы и программное обеспечение обеспечивают расчет количества и качества га-

за 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 отли-

чии 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.

Лист № 2

Всего листов 9

Средства измерений (далее – СИ), входящие в состав комплекса приведены в таблице 1.

Таблица 1

№

п/пНаименование

Фирма-

изготовитель

Госреестр

СИ

Количе-

ство

«Rosemount Inc.»,

США

14061-104

1. Преобразователи дифференци-

ального давления модели

3051S-CD

2 Термопреобразователи сопро-

тивления платиновые серии 65

(Pt100)

22257-112

3 Вторичные преобразователи

температуры модели 3144

39539-082

4 Преобразователи давления мо-

дели 3051S-TG

«EMERSON Process

Management» / «Rose-

mount Temperature

GmbH», Германия

EMERSON Process

Management»/ «Rose-

mount Inc.», США

«Rosemount Inc.»,

США

14061-102

5 Анализатор влажности

«AMETEK», модель 3050 OLV

15964-071

6 Контроллеры измерительно-

вычислительные OMNI 6000

«Ametek process In-

struments Division»,

США.

«Omni Flow Computers

Inc.», США

15066-042

Лист № 3

Всего листов 9

Технологическая схема комплекса измерительного количества природного газа компа-

нии «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.

Рисунок 1. Технологическая схема комплекса измерительного количества природного газа ком-

пании «Эксон Нефтегаз Лимитед»

Лист № 4

Всего листов 9

Рисунок 2. Внешний вид измерительного трубопровода

Рисунок 3. Фотография средств измерений, расположенных в теплоизолированном боксе

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее – ПО) комплекса обеспечивает решение задач вычис-

ления, информационного обмена, контроля и управления технологическим процессом и обо-

рудованием на следующих уровнях иерархии:

- уровень первичных преобразователей – уровень измерения значений параметров и

исполнения команд управления;

Лист № 5

Всего листов 9

- уровень контроллеров – уровень сбора (накопления), обработки поступающих сиг-

налов, математических вычислений, основанных на сертифицированных методиках, а также

формирования управляющих воздействий для управления исполнительными механизмами;

- уровень рабочей станции - уровень контроля, управления, администрирования и на-

блюдения (сервера, автоматизированные рабочие места операторов);

- уровень передачи данных – коммутация компонентов комплекса, коммутация про-

изводится междуразличными уровнями (межуровневая) и внутри уровня.

Уровень первичных преобразователей реализован серийно выпускаемых средствах

измерений утвержденного типа. Сведения о ПО первичных преобразователей указаны в со-

ответствующей технической документации на первичные СИ.

Программное обеспечение уровня иерархии контроллеров базируется на ПО кон-

троллеров измерительных OMNI 6000 и предназначено для:

- преобразования измеренных выходных сигналов первичных преобразователей

дифференциального давления, избыточногодавления, температуры;

- вычисления объемного расхода по основной и резервной измерительным трубо-

проводам, 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 кана-

лам связи и передачу информации в системы более высокого уровня по имеющимся интер-

фейсам связи.

Идентификация программного обеспечения уровня контроллеров может быть осуще-

ствлена по конфигурационномуфайлудля операционной системы.

Уровень передачи данных и уровень рабочей станции не содержит метрологически

значимых частей ПО. Назначение и характеристики этих уровней иерархии описаны в соответ-

ствующих разделах проектной документации на комплексизмерений.

Защита ПО комплекса от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспече-

ние 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

Значения

«OMNI 6000. Редакция аппаратно-

программного обеспечения 27.75.05»

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

27.75.05

Цифровой идентификатор ПО

Контрольная сумма исполняемого кода

4EB4 (по алгоритму CRC16)

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Лист № 6

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики комплекса указаны в таблице 3.

Таблица 3

1,0

0,1

от 15 до 25

Наименование параметра

Количество измерительных трубопроводов

Значение параметра

два – один рабочий трубопровод

(05-180650) - и один контроль-

ный, одновременно, являющийся

резервным трубопроводом

(05-180651)

DN100

от 15 до 150

от 500 до 4000

от 2,0 до 4,0

от минус 1,0 до плюс 6,0

от минус 50,0 до плюс 50,0

0,2

от 0 до 6,0

Условный диаметр измерительных трубопроводов

Диапазоны измерений объемного расхода газа, м

/ч

- в рабочих условиях

- приведенный к стандартным условиям

Избыточное давление газа, МПа

Температура газа, ºС

Пределы допускаемой относительной погрешности при

измерении объемного расхода и объема газа, приве-

денных к стандартным условиям, %

Диапазон измерений температуры измеряемой среды, ºС

Пределы допускаемой абсолютной погрешности при

измерении температуры, ºС

Диапазоны измерений избыточного давления, MПа

Пределы допускаемой приведенной погрешности при

измерении избыточного давления, %

Диапазоны измерений дифференциального давления, Па

0,1

0 – 50000

0-5000

от 2,0 до 4,0

от минус 1,0 до плюс 6,0

Параметры рабочей среды:

- избыточное давление газа, МПа

- температура газа, ºС

Пределы допускаемой приведенной погрешности при

измерении дифференциального давления, %

Диапазон температуры окружающей среды для установ-

ленных в теплоизолированном боксе средств измерений,

ºС

Диапазон температуры окружающей trial, ºС

Напряжение питания переменного тока с частотой

(50

1) Гц, В

Частота питания переменного тока, Гц

Габаритные размеры (длина, ширина, высота), мм

от - 40 до 50

220/380(

10%)

7163; 3010; 950

Срок службы, лет

не менее 10

Лист № 7

Всего листов 9

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта комплекса методом

компьютерной графики.

Комплектность средства измерений

Наименование

1 шт.

1 экз.

Количество

Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефте-

газ Лимитед», Заводской № 0410-11

Паспорт на комплекс измерительный количества природного газа компании

«Эксон Нефтегаз Лимитед».

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.

Поверка

осуществляется по документу МП 2550-0250-2014 «Комплекс измерительный количества при-

родного 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.;

-термопреобразователисопротивленияплатиновыесерии65(Pt100)–по

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Ме-

тодика 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 «Инст-

рукция. 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”, “3050-

AM”, “3050-RM”. Методика поверки», утверждённая ВНИИМС, 2007 г.;

- Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 6000 - в соответствии с докумен-

том «Рекомендация. ГСИ. Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 3000/6000. Ме-

тодика поверка». Утверждена ВНИИМС, 2004 г.

Лист № 8

Всего листов 9

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе ГОСТ 8.586.5-2005 «Государственная сис-

тема 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 из-

мерительному количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед»

1. ГОСТ Р 8.618-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Го-

сударственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа»

2. ГОСТ 8.586.1-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Из-

мерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст-

ройств». Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования»

3. ГОСТ 8.586.2-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Из-

мерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст-

ройств»: Часть 2. Принцип метода измерений и общие требования. Часть 2. Диафрагмы. Техни-

ческие требования»

4. ГОСТ 8.586.5-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Из-

мерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст-

ройств»: Часть 5. Методика выполнения измерений»

6. ИСО 5167-1:2003 «Измерение расхода среды с помощью устройств переменного пе-

репада 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 пе-

репада давления, помещенных в заполненные трубопроводы круглого сечения. Часть 2. Диа-

фрагмы»

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли.

Изготовитель

Компания «DANIEL Measurement and Control, Inc. / EMERSON Process Management», США.

Юридический и почтовый адреса: 5650 Brittmoore (77041). P.O.Box 19097.Houston TX 77224,

USA.

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Эмерсон».

Юридический и почтовый адреса:

115114, г. Москва, ул. Летниковская, дом 10, строение 2.

Тел. +7 495 981 9811. Факс +7 495 981 9810