Назначение
Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа узла коммерческого учёта попутного нефтяного газа на входе Губкинского ГПЗ (II очередь) (далее - СИКГ УКУ ПНГ-2) предназначен для измерений количества свободного (попутного) нефтяного газа, поступающего на установку переработки газа №2 (УПГ-2) ОАО «РН-Пурнефтегаз.
Описание
Расход свободного (попутного) нефтяного газа (далее - ПНГ) определяют методом переменного перепада давления. Принцип метода состоит в том, что на сужающем устройстве (далее - СУ), установленном в измерительном трубопроводе (далее - ИТ) и создающем местное сужение потока. образуется перепад давления, являющийся функцией расхода измеряемой среды.
В состав СИКГ УКУ ПНГ-2 входит входной коллектор условным проходом (далее -DJ 1200 мм, блок ИТ, состоящий из трёх ИТ Dj, = 700 мм с СУ, выходной коллектор Dj, = 1200 мм, система сбора и обработки информации (далее - СОИ) и система контроля и сигнализации загазованности воздуха.
На каждом ИТ установлены:
- устройство сужающее быстросменное БСУ 700/7,5 со смонтированной диафрагмой, выполненной согласно ГОСТ 8.586.1-2005 и ГОСТ 8.586.2-2005;
- измерительный канал разности давлений на базе многопараметрического сенсора MVS 205Р (диапазон измерения разности давлений от 0,622 до 6,22 кПа, пределы основной приведённой погрешности ± 0,2 %);
- измерительный канал абсолютного давления на базе многопараметрического сенсора MVS 205Р (верхний предел измерений 5,516 МПа, пределы основной приведённой погрешности ± 0,2 %);
- измерительный канал температуры на базе термопреобразователя сопротивления платинового Pt 100 серии 65 класс допуска А по ГОСТ 6651-2009 (пределы измерений от минус 5 до плюс 15 °С, пределы основной абсолютной погрешности ± 0,35 °С);
- линии связи.
СОИ включает в себя щит контроля и управления, щит питания, операторную станцию и принтер и выполнена на базе двух вычислителей расхода - контроллеров измерительных Flo-Boss 407 c программным обеспечением производителя.
СИКГ УКУ ПНГ-2 обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объёмного расхода газа в рабочих и стандартных условиях на каждом ИТ и по узлу в целом;
- автоматическое измерение объёма газа, приведённого к стандартным условиям, на каждом ИТ за расчётный период (час, сутки, месяц);
- сигнализация о превышении предельных значений объёмного расхода газа на каждом ИТ;
- автоматическое измерение абсолютного давления и температуры газа по каждому ИТ;
- визуальный контроль температуры и давления газа;
- обеспечение сигнализации и хранения на операторской станции всех текущих значений аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев;
- ведение и архивирование журнала событий системы, журнала оператора, актов приёма-сдачи газа;
- защита системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа сторонами согласно договору на поставку ПНГ) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;
- формирование отчётов согласованной формы на бумажном носителе.
Измеряемая среда - свободный (попутный) нефтяной газ плотностью от 0,76 до 1,72 кг/м3 рабочим абсолютным давлением от 0,21 до 0,32 МПа при температуре от минус 5 до плюс 15 °С.
Компонентный состав и показатели качества измеряемой среды (температура точки росы по влаге и углеводородам) определяются лабораторным методом путём анализа отобранных проб.
Физические свойства ПНГ определяются согласно ГСССД МР 113-03.
Климатическое исполнение СИКГ УКУ ПНГ-2 - УХЛ2 по ГОСТ 15150-69.
Программное обеспечение
СОИ имеет встроенное программное обеспечение (ПО), выполняющее вычислительные операции в соответствии с назначением СИКГ УКУ ПНГ-2 и влияющее на его метрологические характеристики.
ПО обладает идентификационными признаками и имеет защиту от несанкционированного доступа к результатам измерений.
И дентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО основного измерительного контроллера «Floboss 407» | Основное ПО W68207 Программа обсчёта | ver.1.14 v.1.01 | Emerson Gost FB407 0х3758 | CRC32 |
| Flow Summ. VNICSMV+SUM Программа обсчёта GSSSD MR113 | v.1.03 | 0x2155 | |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО резервного измерительного контроллера «Floboss 407» | Основное ПО W68207 Программа обсчёта Flow Summ. VNICSMV+SUM Программа обсчёта GSSSD MR 113 | ver.1.14 v.1.01 v.1.03 | Emerson Gost FB407 0х3758 0x2155 | CRC32 |
| Наименование конфигурационных файлов основного контроллера «Floboss 407» | Основной ukg2_rab.800 Резервный ukg2 rez.800 | | 823EDCC7 3B178BB5 | CRC 32 |
| Наименование конфигурационных файлов контроллеров «ROC809»: | Основной ukg2_ROC800_1.800 Резервный ukg2 ROC800 2.800 | | 2DBE19B1 2DBE119B1 | CRC 32 |
| Наименование ПО операторского интерфейса верхнего-уровня | iFIX Plus SCADA Pack 3.5 (900 точек ввода/вывода) фирмы «Intellution» (США), функционирующее в операционной среде Windows XP Professional (SP2) | ver. 3.5 | | |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «С». Метрологически незначимая часть ПО не оказывает влияния на его метрологически значимую часть.
Технические характеристики
Измеряемая среда - свободный (попутный) нефтяной газ плотностью от 0,76 до 1,72 кг/м3 рабочим абсолютным давлением от 0,21 до 0,32 МПа при температуре от минус 5 до + 15 °С.
Диапазон расходов от 18 000 до 222 000 м3/ч;
Минимальный расход по одному измерительному трубопроводу 18 000 м3/ч;
Максимальный расход по одному измерительному трубопроводу 74 000 м3/ч;
Количество измерительных трубопроводов 3;
Минимальное абсолютное давление 0,21 МПа;
Максимальное абсолютное давление 0,32 МПа;
Диаметр измерительных трубопроводов 700 мм;
Относительная расширенная неопределённость измерения объёма попутного нефтяного газа, приведённого к стандартным условиям ± 2,0 %.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов: при измерении времени ± 0,1 %;
при вычислении объема газа приведенного к стандартным условиям ± 0,05 %;
Пределы допускаемой приведенной погрешности при измерении абсолютного давления и перепада давлений ± 0,2 %;
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении температуры ± 0,35 °С;
Температура окружающего воздуха от минус 55 до плюс 50 °С.
Питание - переменный ток напряжением 220 В ± 10 %.
Все средства измерений, установленные на ИТ, изготовлены во взрывозащищённом исполнении.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ УКУ ПНГ-2 штемпелеванием.
Комплектность
Комплектность СИКГ УКУ ПНГ-2 представлена в таблице 2.
Таблица 2 - Комплектность узла СИКГ УКУ ПНГ-2
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества попутного нефтяного газа узла коммерческого учёта попутного нефтяного газа на входе Губкинского ГПЗ (II очередь) | 1-2006-238 | 1 |
| Система измерений количества попутного нефтяного газа узла коммерческого учёта попутного нефтяного газа на входе Губкинского ГПЗ (II очередь). Паспорт | 1-2006-238-ПС | 1 |
| Комплект КД, эксплуатационная и сопроводительная документация на комплектующие изделия | 1-2006-238-ОП | 1 |
| Инструкция. ГСИ. Узел коммерческого учёта попутного нефтяного газа на входе Губкинского ГПЗ (II очередь). Методика поверки | 1-2006-238-МП | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 1-2006-238 МП «Инструкция. ГСИ. Узел коммерческого учёта попутного нефтяного газа на входе Губкинского ГПЗ (II очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «Тюменский ЦСМ» 14 января 2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- СИ согласно ПР 50.2.022-99 и ГОСТ 8.586.5-2005;
- манометр грузопоршневой МП-6, диапазон давлений от 0,06 до 0,6 МПа, относительная погрешность ± 0,02 %;
- автоматизированный задатчик избыточного давления «Воздух-1,6», предел измерений до 160 кПа, относительная погрешность ±0,02 %;
- магазин сопротивлений Р 4831, класс точности 0,02;
- термометр цифровой прецизионный DTI-1000, диапазон температур от - 50 до + 400 °С, абсолютная погрешность ± 0,031 °С;
- термостат жидкостный прецизионный переливного типа модели ТПП-1.1, диапазон температур от - 60 до + 300 °С, нестабильность поддержания температуры от ± 0,004 до ± 0,02 °С;
- измеритель-регулятор температуры многоканальный прецизионный МИТ-8.15М, абсолютная погрешность ± (0,001 + 3-10-6-t) °C;
- программный комплекс «Расходомер ИСО», версия 1.38.
Сведения о методах измерений
Инструкция. ГСИ. Расход и количество попутного нефтяного газа. Методика измерений на узле коммерческого учёта попутного нефтяного газа на входе Губкинского ГПЗ (II очередь) (Узел коммерчесткого учёта попутного нефтяного газа). Казань, 2006.
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.586.1-2005 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования».
2 ГОСТ 8.586.2-2005 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования».
3 ГОСТ 8.586.5-2005 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений.
5 ГСССД МР 113-03 «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
торговые и товарообменные операции.
