Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГЗУ «Осенцы» ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП» (далее - СИКГ) предназначена для измерений в автоматизированном режиме объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее
- СНГ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) СНГ к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63. СИКГ относится к «I» категории по производительности и к классу «А» по назначению согласно ГОСТ Р 8.733-2011.
Описание
Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработки с помощью вычислителя УВП-280А.01 (далее - УВП-280А.01) (Госреестр №18379-09) входных сигналов (аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА, импульсные), поступающих от счетчиков газа ультразвуковых FLOWSIC 600 (далее - FLOWSIC 600) (Госреестр №43981-11), преобразователей давления измерительных EJX 610A (далее - EJX 610A) (Госреестр №28456-09), термопреобразователей сопротивления платиновых TR24 (далее - TR24) (Госреестр №49519-12) с преобразователями измерительными iTEMP TMT 182 (далее -TMT 182) (Госреестр №39840-08). Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) KFD2-STC4-Ex1.20 (далее - KFD2-STC4-Ex1.20) (Госреестр № 22153-08).
СИКГ обеспечивает одновременное измерение объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления и температуры СНГ. Компонентный состав, температура точки росы углеводородов и влаги определяется в аналитической лаборатории согласно ГОСТ 31371.7-2008, ГОСТ Р 53762-2009, ГОСТ Р 53763-2009. По измеренным компонентному составу, абсолютному давлению и температуре СНГ УВП-280А.01 рассчитывает физические свойства СНГ в соответствии с ГСССД МР 113-03. Расчет объемного расхода (объема) СНГ, приведенного к стандартным условиям, УВП-280А.01 выполняет на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления, температуры СНГ и рассчитанных физических свойств СНГ.
СИКГ представляет собой единичный экземпляр системы измерительной, спроектированной для конкретного объекта из компонентов 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 две измерительные линии: основная и резервная.
СИКГ выполняет следующие функции:
- измерение объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления и температуры СНГ;
- вычисление физических свойств СНГ в соответствии с ГСССД МР 113-03;
- вычисление объемного расхода (объема) СНГ, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63;
- формирование отчетов, архивирование, хранение и передача на операторскую станцию измеренных и вычисленных значений параметров СНГ;
- ручной отбор проб для лабораторного анализа компонентного состава;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ (УВП-280А.01) 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 и идентификации.
Защита реализуется при помощи пломбируемой защитной планки на лицевой панели прибора и многоуровневой системы паролей.
Идентификационные данные ПО СИКГ приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | УВП-280А.01 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.17 |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКГ представлены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование | Значение |
| Рабочая среда | СНГ |
| Диапазоны входных параметров СНГ на основной и резервной измерительных линиях: - абсолютное давление, МПа - температура, °С - объемный расход при рабочих условиях, м3/ч - объемный расход, приведенный к стандартным условиям, м3/ч | От 0,2 до 0,3 От плюс 5 до плюс 10 От 31767,4 до 50000 От 100000 до 157395 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ при измерении объемного расхода (объема) СНГ, приведенного к стандартным условиям, % | ±1,5 |
| Условия эксплуатации средств измерений СИКГ: - температура окружающей среды, °С: а) в месте установки FLOWSIC 600, EJX 610A, TR24 и TMT 182 б) в месте установки KFD2-STC4-Ex1.20 и УВП-280А.01 - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | От плюс 10 до плюс 35 От плюс 5 до плюс 35 До 95 при температуре 35 °С От 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В а) силовое оборудование б) технические средства - частота, Гц | 380 (+10 %, -15 %) 220 (+10 %, -15 %) 50 (±1) |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 15 |
| Наименование | Значение |
| Габаритные размеры, мм, не более: - СИКГ (на фундаменте) - блок управления (блок-бокс) | 22500x15300x7910 3000x3000x2800 |
| Масса, кг, не более: - СИКГ (на фундаменте) - блок управления (блок-бокс) | 25000 5000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) СИКГ (основная и резервная измерительные линии) представлены в таблице 3.
| Метрологические характеристики ИК СИКГ | Метрологические характеристики компонентов ИК СИКГ |
| Наимено вание | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности | Первичный измерительный преобразователь | Промежуточный измерительный преобразователь (барьер искрозащиты), вычислитель |
| Тип (выходной сигнал) | Пределы допускаемой погрешности | Тип (выходной сигнал) | Пределы допускаемой погрешности |
| основная | в усл. эксплуатации | основная | дополнительная | основная | в усл.экс-плуатации |
| ИК объемного расхода (объема) | От 800 до 50000 м3/ч | ±1,05 % (в диапазоне измерений от 800 до 5000 м3/ч) ±0,55 % (в диапазоне измерений от 5000 до 50000 м3/ч) | FLOWSIC 600, Ду800 (импульсный) | ±1,0 % (в диапазоне измерений от 800 до 5000 м3/ч) ±0,5 % (в диапазоне измерений от 5000 до 50000 м3/ч) | УВП- 280А.01 | ±1 импульс |
| ИК абсолютного давления | От 0 до 0,6 МПа | ±0,2 % диапазона измерений | ±0,2 % диапазона измерений | EJX 610A, капсула B (от 4 до 20 мА) | ±0,04 % диапазона измерений | ±0,1 %/28 °С диапазона измерений | KFD2-STC4-Ex1.20 (от 4 до 20 мА), УВП-280А.01 | ±0,15 % диапазона преобразования | ±0,15 % диапазона преобразования |
| ИК температуры | От 0 до плюс 100 °С | ±0,44 °С | ±0,50 °С | TR24 (НСХ Pt100), TMT 182 (от 4 до 20 мА) | Класс допуска А (для TR24): ±(0,15+0,002• |t|), °С | KFD2-STC4-Ex1.20 (от 4 до 20 мА), УВП-280А.01 | ±0,15 % диапазона преобразования | ±0,15 % диапазона преобразования |
| ±0,2 °С (для TMT 182) | ±0,025 °С/1 °С (для TMT 182) |
Пределы допускаемой погрешности нормированы с учетом погрешностей промежуточных измерительных преобразователей (барьеров искрозащиты) и вычислителя.
Примечания
1. Приняты следующие условные обозначения: t - измеряемая температура, °С.
2. Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытание в целях утверждения типа с аналогичными или лучшими метрологическими и техническими характеристиками.
3. Дополнительная погрешность первичных измерительных преобразователей вызвана изменением температуры окружающей среды._
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку СИКГ методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКГ представлена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГЗУ «Осенцы» ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП», заводской номер 323 | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГЗУ «Осенцы» ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП». Паспорт | 1 экз. |
| МП 112-30151-2014. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГЗУ «Осенцы» ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП». Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 112-30151-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГЗУ «Осенцы» ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 17 октября 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке средств измерений, входящих в состав СИКГ;
- 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, погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Объемный расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГЗУ «Осенцы» ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП», регистрационный номер ФР.1.29.2014.17845 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГЗУ «Осенцы» ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП»
1. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема
2. ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний
3. ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов
4. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
5. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
6. ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
7. ГОСТ Р 53762-2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам
8. ГОСТ Р 53763-2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде
9. 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
- при осуществлении торговли;
- при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.
60101-15: Описание типа СИСкачать84.4 Кб