| Номер в госреестре | 65789-16 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа, подаваемого в топливную сеть УСН ЦППН-2 ОАО "Оренбургнефть" (СИКГ-7) АО "НГПЗ" |
| Изготовитель | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 3 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 (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 |
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. | ||||||||||||
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
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. |
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.
«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, 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
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 06.11.2024 |
