Номер по Госреестру СИ: 62584-15
62584-15 Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО "Варьеганнефть"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО «Варьёганнефть» (далее - СИКГ) предназначена для
автоматизированного измерения объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - газа) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ обеспечивает реализацию функций СИКГ. Конструкция СИКГ исключает возможность внесения несанкционированных изменений (преднамеренных или непреднамеренных) в ПО посредством внешних интерфейсов
Лист № 2 Всего листов 5 (RS232/RS485, USB) или через меню контроллера с клавиатуры. Защита ПО СИКГ от преднамеренного изменения через внутренний интерфейс контроллера СИКГ обеспечивается нанесением пломбы на корпус контроллера СИКГ.
Изменение настроек ПО СИКГ в части настройки входных измерительных каналов производится по специальному паролю. При этом в архиве (энергонезависимой памяти) контроллера СИКГ формируется специальная запись.
Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКГ приведены в таблице 1.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
«ЭНЕРГОУЧЕТ» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО |
F7CC |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC16 |
Другие идентификационные данные |
ПО МИКОНТ-186 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист формуляра типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция. ГСИ. Расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I-ступени сепарации нефти ОАО «Варьёганнефть», регистрационный код методики измерений ФР.1.29.2015.21001.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО «Варьёганнефть»
-
1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема»
-
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
-
3. ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
-
4. 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»
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 212-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО «Варьёганнефть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП » 9 июня 2015 г .
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В).
Изготовитель
АО «ГМС Нефтемаш»
625003, г. Тюмень, ул. Военная, д. 44
ИНН 7204002810
Телефон:+7(3452)43-01-03, 42-06-22; Факс: +7(3452)43-22-39
Е-mail: girs@hms-neftemash.ru; http:// www.hms-neftemash.ru
Испытательный центр
ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 420107, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп.5 Телефон: (843)214-20-98; Факс: (843)227-40-10 Е-mail: office@ooostp.ru; http://www.ooostp.ru
Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей расхода, давления, температуры.
СИКГ состоит из двух (1 рабочая и 1 резервная) измерительных линий, на каждой из которых установлены:
-
- преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» (Госреестр № 42775-14);
-
- датчик температуры CTR-ALW (Госреестр № 51742-12);
-
- преобразователь давления измерительный APC 2000 ALW (Госреестр № 48825-12). СОИ СИКГ состоит из:
-
- контроллер универсальный Миконт-186 (Госреестр № 54863-13).
Контроллер универсальный Миконт-186 автоматически выполняет расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, на основе измеренных объемного расхода (объема) газа в рабочих условиях, температуры и абсолютного давления газа и рассчитанного в соответствии с ГСССД МР 113-03 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.
СИКГ относится к категории III по производительности и классу А по назначению согласно ГОСТ Р 8.733-2011.
Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение и индикацию объемного расхода (объема) газа в рабочих условиях, температуры, абсолютного давления газа;
-
- расчет коэффициента сжимаемости газа в соответствии с ГСССД МР 113-03;
-
- приведение объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63;
-
- формирование и хранение отчетов об измеренных и вычисленных параметрах;
-
- защиту системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров.
Комплектность СИКГ представлена в таблице 4.
Таблица 4
Наименование |
Количество |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО «Варьёганнефть», зав. №4388 |
1 экз. |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО «Варьёганнефть». Формуляр |
1 экз. |
МП 212-30151-2015 Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО «Варьёганнефть». Методика поверки |
1 экз. |
Таблица 2
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Объемный расход газа в рабочих условиях м3/ч |
от 87 до 1668 |
Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч |
от 550 до 4000 |
Диапазон абсолютного давления газа, МПа |
от 0,25 до 0,6 |
Диапазон температуры газа, °C |
от 3 до 30 |
Относительная расширенная неопределенность (пределы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95) измерений объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, не более, % |
±2,5 |
У словия эксплуатации СИКГ:
|
от 10 до 30 от 15 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
Параметры электропитания:
силовое оборудование технические средства СОИ
|
380, трехфазное 220, однофазное 50±1 |
Потребляемая мощность, кВ • А, не более |
70 |
Габаритные размеры (Д*Ш*В), мм, не более: |
12000x3150x4905 |
Масса, кг, не более |
15000 |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Таблица 3
ИК СИКГ |
Метрологические и технические ИП ИК СИ |
КГ | |||||
Первичный ИП |
Вторичный ИП (СОИ) | ||||||
Наименование |
Диапазоны измерений |
Пределы допускаемой погрешности |
Тип (выходной сигнал) |
Пределы допускаемой погрешности |
Пределы допускаемой погрешности | ||
основной |
в усл. эксплуатации |
основной |
дополнительной | ||||
ИК давления |
0,1.1 МПа |
± 0,125 % диапазона измерения |
±0,15 % диапазона измерения |
APC 2000 ALW (4-20 мА) |
±0,075 % диапазона измерения |
±0,08 % диапазона измерения/ 10°С1) |
±0,1 % диапазона преобразования |
ИК температуры |
-20...40 °С |
±0,31 °С |
CTR-ALW (4-20 мА) |
±((0,2+0,002)t|) + +0,04 % диапазона измерения2)) | |||
ИК объемного расхода (объема) в рабочих условиях |
80...31920 м3/ч |
± 1,0 % измеряемой величины при Q>0,1-Qmax ± 2,0 % измеряемой величины при Q<0,1-Qmax |
ЭМИС- ВИХРЬ 200 (ЭВ-200) (частотный) |
± 1,0 % измеряемой величины при Q>0,1-Qmax ± 2,0 % измеряемой величины при Q<0,1-Qmax |
± 0,01 % измеряемой величины | ||
|