Комплекс измерительный количества природного газа компании "Эксон Нефтегаз Лимитед"

Назначение типа средства измерений

Комплекс измерительный количества природного газа компании «Эксон Нефтегаз Лимитед» (далее - комплекс) предназначен для автоматизированных измерений объемного расхода и объема газа в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям.

Описание

Комплекс представляет собой единичный экземпляр, спроектированной для конкретного объекта. Монтаж и наладка комплекса осуществлены непосредственно на предприятии-изготовителе. Месторасположение комплекса - Российская Федерация, Хабаровский край, поселок 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 стандартных 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 дифференциального 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 - контрольным и, одновременно, резервным трубопроводом (05-180651).

Алгоритмы и программное обеспечение обеспечивают расчет количества и качества газа 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 отличии 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.

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

Таблица 1

Технологическая схема комплекса измерительного количества природного газа компании «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 компании «Эксон Нефтегаз Лимитед»

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 вычисления, информационного обмена, контроля и управления технологическим процессом и оборудованием на следующих уровнях иерархии:

- уровень первичных преобразователей - уровень измерения значений параметров и исполнения команд управления;

- уровень контроллеров - уровень сбора (накопления), обработки поступающих сигналов, математических вычислений, основанных на сертифицированных методиках, а также формирования управляющих воздействий для управления исполнительными механизмами;

- уровень рабочей станции - уровень контроля, управления, администрирования и наблюдения (сервера, автоматизированные рабочие места операторов);

- уровень передачи данных - коммутация компонентов комплекса, коммутация производится между различными уровнями (межуровневая) и внутри уровня.

У ровень первичных преобразователей реализован серийно выпускаемых средствах измерений утвержденного типа. Сведения о ПО первичных преобразователей указаны в соответствующей технической документации на первичные СИ.

Программное обеспечение уровня иерархии контроллеров базируется на ПО контроллеров измерительных OMNI 6000 и предназначено для:

- преобразования измеренных вых одных сигналов первичных преобразователей дифференциального давления, избыточного давления, температуры;

- вычисления объемного расхода по основной и резервной измерительным трубопроводам, 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 каналам связи и передачу информации в системы более высокого уровня по имеющимся интерфейсам связи.

Идентификация программного обеспечения уровня контроллеров может быть осуществлена по конфигурационному файлу для операционной системы.

Уровень передачи данных и уровень рабочей станции не содержит метрологически значимых частей ПО. Назначение и характеристики этих уровней иерархии описаны в соответствующих разделах проектной документации на комплекс измерений.

Защита ПО комплекса от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение 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 50.2.0772014 и соответствует уровню указанному в декларации заявителя.

Идентификационные данные ПО комплекса приведены в таблице 2.

Таблица 2

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики комплекса указаны в таблице 3.

Таблица 3

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта комплекса методом компьютерной графики.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 2550-0250-2014 «Комплекс измерительный количества природного 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.;

- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Pt100) - по ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика 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 «Инструкция. 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”, “3050AM”, “3050-RM”. Методика поверки», утверждённая ВНИИМС, 2007 г.;

- Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 6000 - в соответствии с документом «Рекомендация. ГСИ. Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 3000/6000. Методика поверка». Утверждена ВНИИМС, 2004 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе ГОСТ 8.586.5-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений».

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.618-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа»

2. ГОСТ 8.586.1-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств». Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования»

3. ГОСТ 8.586.2-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств»: Часть 2. Принцип метода измерений и общие требования. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования»

4. ГОСТ 8.586.5-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств»: Часть 5. Методика выполнения измерений»

6. ИСО 5167-1:2003 «Измерение расхода среды с помощью устройств переменного перепада 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 перепада давления, помещенных в заполненные трубопроводы круглого сечения. Часть 2. Диафрагмы»

Рекомендации к применению

Осуществление торговли.