Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на площадке ЦПС Восточно-Мессояхского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.
Описание
Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке входных сигналов, поступающих от преобразователей объемного расхода (объема), абсолютного давления, температуры. Компонентный состав газа, температуры точки росы по углеводородам и 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 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:
- система измерений количества газа на ГТЭС (далее - СИК № 1);
- система измерений количества газа на собственные нужды (далее - СИК № 2);
- система измерений количества газа с КС низких ступеней сепарации (далее - СИК № 3);
- системы ручного отбора пробы газа;
- СОИ.
СИК № 1, СИК № 2 и СИК № 3 состоят из измерительных каналов (далее - ИК), в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600 (далее - FLOWSIC 600) (регистрационный номер 43981-11);
- преобразователи измерительные Rosemount 3144Р (далее - 3144) (регистрационный номер 56381-14) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 (далее - 0065) (регистрационный номер 22257-11);
- преобразователи давления измерительные 3051 (далее - 3051) (регистрационный номер 14061-15).
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
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 |
Технические характеристики
приведены в таблице 2 и таблице 3.
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диаметр условного прохода измерительного трубопровода, мм: - СИК № 1 | 250 |
| - СИК № 2 | 200 |
| - СИК № 3 | 150 |
| Диапазоны входных параметров газа СИК № 1: - объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, м3/ч | от 1357,86 до 25511,50 |
| - абсолютного давления, МПа | от 0,45 до 0,55 |
| - температуры, °С | от +7 до +17 |
| Диапазоны входных параметров газа СИК № 2: - объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, м3/ч - абсолютного давления, МПа - температуры, °С | от 1228,5 до 16297,3 от 0,45 до 0,55 от +7 до +10 |
| Диапазоны входных параметров газа СИК № 3: - объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, м3/ч - абсолютного давления, МПа - температуры, °С | от 827,0 до 8230,5 от 0,45 до 0,55 от +40 до +45 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ при измерении объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±3,0 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность окружающей среды, % - атмосферное давление, кПа | от -55 до +40 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - внешнее питание, переменное напряжение, В - частота, Гц | 380 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 18 |
| Габаритные размеры, мм, не более: - длина - ширина - высота | 15035 6520 3220 |
| Масса, кг, не более: | 20000 |
| 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 |
| На- имено вание ИК СИКГ | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой погрешности | Тип | Вы ходной сигнал | Пределы допускаемой погрешности | Тип (вход ной сигнал) | Пределы допус каемой погреш ности | Вход ной сигнал | Пределы допускаемой погрешности |
| основ ной | в рабочих условиях | основной | Дополни тельной | основной | основной | дополни тельной |
| ИК давле ния | от 0 до 0,6 МПа | ±0,15 % диапазона измерений | 3051 | от 4 до 20 мА | ±0,04 % диапазона измерений | ±(0,125+ 0,025-Pmax /Рв) % / 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 240 до 70001) 2) м3/ч | ±0,5 % измеряемой величины | FLOW SI C 600 | импульс ный | ±0,5 % измеряемой величины | - | - | - | «АБАК+» |
| импульс ный | ±1 импульс на 10000 импульсов |
| ИК темпе рату ры | от-40 до +60 °С | ±0,35 % диапазона измерений | 0065 | Pt100 | ±(0,15+ 0,002 |t|) °С | - | KFD2 (от 4 до 20 мА) | ±20 мкА | «АБАК+» |
| 3144 | от 4 до 20 мА | ±0,12 °С | ±0,0025 °С / 1 °С | от 4 до 20 мА | ±0,05 % диапазона измерений | ±0,0003 % /1 °С диапазона измерений |
| 1) Диапазон измерений ИК объема СИК № 1. 2) Диапазон измерений ИК объема: СИК № 2 - от 130 до 4500 м3/ч, СИК № 3 - от 80 до 3000 м3/ч. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКГ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СИКГ
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на площадке ЦПС Восточно-Мессояхского месторождения, заводской № 278 | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на площадке ЦПС Восточно-Мессояхского месторождения, заводской № 278. Паспорт | 1 экз. |
| МП 1104/1-311229-2016. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на площадке ЦПС Восточно-Мессояхского месторождения. Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1104/1-311229-2016 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на площадке ЦПС Восточно-Мессояхского месторождения. Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 11 апреля 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.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерения количества свободного нефтяного газа на площадке ЦПС Восточно-Мессояхского месторождения», свидетельство об аттестации методики измерений № 0403/6-622-311459-2016 от 04 марта 2016 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на площадке ЦПС Восточно-Мессояхского месторождения
ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема
ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов
ГОСТ Р 8.733-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ Р 53762-2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам
ГОСТ Р 53763-2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде
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
65867-16: Методика поверки МП 1104/1-311229-2016Скачать765.1 Кб