Назначение
Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печь ПТБ-10Э Верхнечонского НГКМ (далее - СИКГ) предназначена для измерения, регистрации, обработки, контроля, хранения и индикации объемного расхода (объема) попутного нефтяного газа (далее - газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63, ГОСТ Р 8.733-2011 на основе измерений давления, температуры, компонентного состава согласно ГОСТ 31371.7-2008.
Описание
Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК» (далее - ИВК «АБАК») входных сигналов, поступающих от расходомера вихревого Prowirl 72F50, преобразователя абсолютного давления измерительного Cerabar S PMP71, термопреобразователя сопротивления платинового TR61 совместно с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82. Тем самым, СИКГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров потока газа: объемный расход (объем) при рабочих условиях, абсолютное давление, температура. Компонентный состав, температура точки росы углеводородов и влаги определяется в аттестованной аналитической лаборатории согласно ГОСТ 31371.7-2008, ГОСТ Р 53762-2009, ГОСТ Р 53763-2009. По измеренным компонентному составу, абсолютному давлению и температуре газа ИВК «АБАК» автоматически рассчитывает физические свойства газа (плотность, динамическую вязкость, показатель адиабаты) 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 измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления, температуры газа и рассчитанных физических свойств 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:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ), включающий в себя:
- рабочую измерительную линию;
- резервную измерительную линию.
- система отбора проб;
- система обработки информации (далее - СОИ).
СИКГ состоит из измерительных каналов (далее - ИК), в которые входят следующие средства измерений (далее - СИ), установленные на основной и резервной измерительных линиях: расходомер вихревой Prowirl 72F50 (Госреестр №15202-09) (далее - Prowirl 72F50); преобразователь абсолютного давления измерительный Cerabar S PMP71 (Госреестр №41560-09) (далее - Cerabar S PMP71); термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (Госре-естр №26239-06) (далее - TR61) совместно с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82 (Госреестр №50138-12) (далее - TMT82); ИВК «АБАК» (Госреестр №44115-10).
Искробезопасность электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных тока и напряжения с гальванической развязкой KFD2-STC4-Ex1.20 (Госреестр №22153-08).
Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение, хранение, контроль и индикацию объема и объемного расхода газа при рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63;
- автоматическое вычисление и индикацию физических свойств газа (плотности, динамической вязкости, показателя адиабаты) в соответствии с ГСССД МР 113-03;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров, формирование отчетов об измеренных и вычисленных параметрах потока газа.
Программное обеспечение (ПО) СИКГ (ИВК «АБАК) обеспечивает реализацию функций СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации : отображения структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии ПО. ПО СИКГ имеет уровень защиты «C» по МИ 32862010.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| CExpApp.out | CExpApp | 2.9 | 2299009619 | CRC-32 |
Технические характеристики
Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКГ приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2
| Наименование | Значение |
| Рабочая среда | Попутный нефтяной газ |
| Диапазоны измерения входных параметров: - объемного расхода в рабочих условиях, м3/ч - объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, м3/ч - избыточного давления, МПа - температуры, °С | от 42 до 458 от 300 до 1600 от 0,3 до 0,8 от минус 10 до плюс 60 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ при приведении объемного расхода (объема) попутного нефтяного газа при рабочих условиях к стандартным условиям ИВК «АБАК», % | ± 0,02 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ при измерении объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % | ± 3 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от плюс 10 до плюс 35 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Частота источника переменного тока 220 В, Гц | 50 ± 0,5 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 906 |
| Наименование | Значение |
| Габаритные размеры БИЛ, мм, длина^ширинахвысота: | 2405x753x1570 |
| Масса БИЛ, кг, не более | 500 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Таблица 3
| Метрологические характеристики ИК СИКГ | Метрологические характеристики измерительных компонентов ИК СИКГ |
| Первичный измерительный преобразователь | Промежуточный измерительный преобразователь | Вычислитель, измерительный модуль ввода/вывода аналоговых сигналов |
| Наименование ИК СИКГ | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой погрешности | Тип | Диапазон выходного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | Тип (диапазон входного сигнала) | Пределы допускаемой погрешности | Диапазон входного сигнала | Пределы допускаемой погрешности |
| основной | в рабочих условиях | основной | дополнительной | основной | основной | дополнительной |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| ИК температуры | -10...+65°С | ±0,40 % диапазона измерений | ±0,45 % диапазона измерений | TR61 | Pt100 | ±(0,1+ 0,0017| 11) °C | _ | KFD2-STC4-Ex1.20 (4.20 мА) | 20мкА | ИВК «АБАК» |
| 4.20 мА | ±0,1 % диапазона измерений | ±0,001 % /°С |
| iTEMP TMT82 | 4.20 мА | ±0,13°С | ±(0,0015 % (от диапазона измерений) + 0,001 % (от измеренного значе ния))/^ |
окончание таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| ИК давления | 0.1 МПа | ±0,25% диапазона измерений | ±0,4% диапазона измерений | Cerabar S PMP71 | 4.20 мА | ±0,075 % диапазона измерений | ±(0,01+ 0,1 XTD*) %/10°С | KFD2-STC4-Ex1.20 (4.20 мА) | 20мкА | ИВК «АБАК» |
| 4.20 мА | ±0,1 % диапазона измерений | ±0,001 % /°С |
| ИК объемного расхода (объема) | 42.458 м3/ч | ±1,1 % измеряемой величины | Prowirl 72F50 | импульс ный | ±1 % | _ | _ | _ | ИВК «АБАК» |
| импульсный | ±1 импульс на 10000 импульсов |
| Примечания 1. Средства измерения, входящие в состав СИКГ, обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10-99 “искробезопасная электрическая цепь” уровня “ib”. 2. Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытание в целях утверждения типа с аналогичными метрологическими и техническими характеристиками. 3. * TD - коэффициент перенастройки диапазона. |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, закрепленную на помещении операторной, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печь ПТБ-10Э Верхнечонского НГКМ, зав.№95 | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печь ПТБ-10Э Верхнечонского НГКМ. Паспорт. | 1 экз. |
| МП 53-30151-2013. Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печь ПТБ-10Э Верхнечонского НГКМ. Методика поверки. | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 53-30151-2013 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печь ПТБ-10Э Верхнечонского НГКМ. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 11 октября 2013 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный MC5-R; диапазон воспроизведения сигналов силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности ±(0,02% показаний + 1 мкА); предел измерения количества импульсов 9999999.
Сведения о методах измерений
« Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем попутного нефтяного газа. Методика (метод) измерений системой измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печи ПТБ-10Э зав.№95,96,97 Верхнечонского НГКМ», регистрационный номер ФР.1.29.2013.14079 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные документы
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 51330.10-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»».
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. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
7. ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
8. 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».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций;
- выполнение государственных учетных операций.
