Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 2 года

Назначение

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Карамовского 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 и температуры. При помощи системы обработки информации (далее -СОИ) автоматически рассчитывается коэффициент сжимаемости газа и плотность газа при стандартных условиях 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 измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, массового расхода (массы), 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/или 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 четыре узла учета различной конструкции, объединенные общим ИВК:

-    узел учета свободного нефтяного газа на ХКС ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения (далее - УУ на ХКС), диаметр условного прохода Ду 203,0 мм;

-    узел учета свободного нефтяного газа на котельную ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения (далее - УУ на котельную), диаметр условного прохода Ду 108,0 мм;

-    узел учета свободного нефтяного газа на печи ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения (далее - УУ на печи), диаметр условного прохода Ду 108,0 мм;

-    узел учета свободного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения (далее - УУ на ФНД), диаметр условного прохода Ду 203,0 мм;

УУ на ХКС состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: расходомер газа ультразвуковой «Flowsic 100» (Госреестр № 43980-10), датчик давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (Госреестр № 32460-06).

УУ на котельную состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: расходомер вихревой «Prowirl 72» (Госреестр № 15202-09), датчик давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270, модель Метран-276 (Госреестр № 21968-11).

УУ на печи состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: расходомер вихревой «Prowirl 72» (Госреестр № 15202-09), датчик давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270, модель Метран-276 (Госреестр № 21968-11).

УУ на ФНД состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: Расходомер-счетчик газа и пара GF868 (Госреестр №50009-12), датчик давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (Госреестр № 32460-06).

В состав СОИ входит комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» (Госреестр № 43239-09) (далее - ИВК).

Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения барьеров искробезопасности «БИА-101» (Госреестр № 32483-09).

Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение и индикацию объема и объемного расхода газа при рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939;

-    формирование отчетов, архивирование, хранение и отображение на операторной станции измеренных и расчетных значений измеряемых параметров;

-    защита системной информации от несанкционированного доступа программным средствам;

-    ввод компонентного состава газа в ИВК по результатам лабораторных анализов;

-    определение точки росы переносным анализатором.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 1 - 4.

Метрологические характеристики ИК СИКГ

Метрологические характеристики измерительных компонентов

ИК СИКГ

Первичный и промежуточный измерительные преобразователи

ИВК

Наиме

нование

ИК

СИКГ

Диапа

зоны

изме

рений

Пределы допускаемой погрешности

Тип

Тип выходного сигнала

Пределы допускаемой погрешности

Тип

вход

ного

сигна

ла

Пределы допускаемой погрешности

Основ

ной

В рабочих условиях

Основной

Дополни

тельной

Основной

В рабочих условиях

ИК объемного расхода

от 35 до 2700 м3/ч

±1,51% от измеренного значения

±1,51% от измеренного значения

1) Расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100

4-20 мА

±1,5% от измеряемой величины1

-

4-20

мА

0,025% от измеренного значения

-

2) Барьер искробезопасности БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

ИК

абсо

лютного

давления

от 0 до 1,0 МПа

±0,223% от диапазона измерения

±0,23% от диапазона измерения

1) Датчик давления Метран-150ТА

4-20 мА

±0,2% от диапазона измерения

±0,05% от диапазона измере-ния/10°С

4-20

мА

±0,01% от диапазона измерений

-

2) Барьер искробезопасности БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

ИК температуры

от 0 до 50°С

±0,21°С

±0,21°С

1) Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820

4-20 мА

±0,2°С

-

4-20

мА

±0,01% от диапазона измерений

-

2) Барьер искробезопасности БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

Примечание:

1) - при калибровке и поверке на поверочной установке;

Метрологические характеристики ИК СИКГ

Метрологические характеристики измерительных компонентов

ИК СИКГ

Первичный и промежуточный измерительные преобразователи

ИВК

Наиме

нование

ИК

СИКГ

Диапа

зоны

изме

рений

Пределы допускаемой погрешности

Тип

Тип выходного сигнала

Пределы допускаемой погрешности

Тип

вход

ного

сигна

ла

Пределы допускаемой погрешности

Основ

ной

В рабочих условиях

Основной

Дополнительной

Основ

ной

В рабочих условиях

ИК

объем

ного

расхода

от 110 до 3955,5 м3/ч

± 1,1% от измеренного значения

± 1,1% от измеренного значения

1) Расходомер вихревой Prowirl 72

4-20 мА

±1,0 % от измеренного значения

4-20

мА

±0,025% от измеренного значения

-

2) Барьер

искробезопасности

БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

ИК

абсо

лютного

давле

ния

от 0 до 1,0 МПа

±0,223% от диапазона измерения

±0,23% от диапазона измерения

1) Датчик давления Метран-150ТА

4-20 мА

±0,2% от диапазона измерения

±0,05% от диапазона измере-ния/10°С

4-20

мА

±0,01% от диапазона измерений

-

2) Барьер искробезопасности БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

ИК тем-перату-ры

от 0 до 100°С

±0,27 °С

±0,29 °С

1) термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Мет-ран-276

4-20 мА

±0,25 % от диапазона измерений

±0,1 % от диапазона измерений во всем диапазоне изменения температуры

4-20

мА

±0,01% от диапазона измерений

-

2) Барьер искробезопасности БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

Метрологические характеристики ИК СИКГ

Метрологические характеристики измерительных компонентов

ИК СИКГ

Первичный и промежуточный измерительные преобразователи

ИВК

Наиме

нование

ИК

СИКГ

Диапа

зоны

изме

рений

Пределы допускаемой погрешности

Тип

Тип выходного сигнала

Пределы допускаемой погрешности

Тип

вход

ного

сигна

ла

Пределы допускаемой погрешности

Основ

ной

В рабочих условиях

Основной

Дополнительной

Основной

В рабочих условиях

ИК объемного расхода

от 110 до 3955,5 м3/ч

± 1,1% от измеренного значения

± 1,1% от измеренного значения

1) Расходомер вихревой Prowirl 72

4-20 мА

±1,0 % от измеренного значения

4-20

мА

±0,025% от измеренного значения

-

2) Барьер искробезопасности БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

ИК

абсо

лютного

давления

от 0 до 1,0 МПа

±0,223% от диапазона измерения

±0,23% от диапазона измерения

1) Датчик давления Метран-150ТА

4-20 мА

±0,2% от диапазона измерения

±0,05% от диапазона измере-ния/10°С

4-20

мА

±0,01% от диапазона измерений

-

2) Барьер искробезопасности БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

ИК температуры

от минус 50 до 50°С

±0,27 °С

±0,29 °С

1) термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Мет-ран-276

4-20 мА

±0,25 % от диапазона измерений

±0,1 % от диапазона измерений во всем диапазоне изменения температуры

4-20

мА

±0,01% от диапазона измерений

-

2) Барьер искробезопасности БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

Метрологические характеристики ИК СИКГ

Метрологические характеристики измерительных компонентов

ИК СИКГ

Первичный и промежуточный измерительные преобразователи

ИВК

Наиме

нование

ИК

СИКГ

Диапа

зоны

изме

рений

Пределы допускаемой погрешности

Тип

Тип выходного сигнала

Пределы допускаемой погрешности

Тип

вход

ного

сигна

ла

Пределы допускаемой погрешности

Основ

ной

В рабочих условиях

Основной

Дополни

тельной

Основной

В рабочих условиях

ИК объемного расхода

от 34,93 до 1800

м3/ч

±1,41% от измеренного значения

±1,41% от измеренного значения

1) Расходомер-счетчик газа и пара GF868

4-20 мА

±1.4% от измеряемой величины1

-

4-20

мА

±0,025% от измеренного значения

-

2) Барьер

искробезопасности

БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

ИК

абсо

лютного

давления

от 0 до 1,0 МПа

±0,223% от диапазона измерения

±0,23% от диапазона измерения

1) Датчик давления Метран-150ТА

4-20 мА

±0,2% от диапазона измерения

±0,05% от диапазона измере-ния/10°С

4-20

мА

±0,01% от диапазона измерений

-

2) Барьер

искробезопасности

БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

ИК температуры

от минус 50 до 50°С

±0,223°С

±0,223°С

1) Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820

4-20 мА

±0,2°С

-

4-20

мА

±0,01% от диапазона измерений

-

2) Барьер

искробезопасности

БИА-101

4-20 мА

±0,1% от диапазона измерений

-

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: Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКГ представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Идентификационные данные ПО СИКГ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Formula.o

Номер версии ПО

6.10

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

24821CE6

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики СИКГ, в том числе показатели точности, представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Метрологические и технические характеристики СИКГ

Наименование характеристики

Значение характеристики

Рабочая среда

Свободный нефтяной газ

Диапазоны измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч:

-    УУ на ХКС

-    УУ на котельную

-    УУ на печи

-    УУ на ФНД

от 89,50 до 18716,2 от 286,32 до 11842,2 от 295,87 до 12517,7 от 79,96 до 15146,6

Диапазоны измерений объемного расхода газа в рабочих условиях, м3/ч:

-    УУ на ХКС

-    УУ на котельную

-    УУ на печи

-    УУ на ФНД

от 35 до 2700 от 112 до 2000 от 112 до 2000 от 41 до 1800

Диапазоны измерений абсолютного давления, МПа

-    УУ на ХКС

-    УУ на котельную

-    УУ на печи

-    УУ на ФНД

от 0,28 до 0,7 от 0,28 до 0,6 от 0,27 до 0,6 от 0,214 до 0,8

Диапазоны измерений температуры, °С

-    УУ на ХКС

-    УУ на котельную

-    УУ на печи

-    УУ на ФНД

от 25 до 45 от 25 до 45 от 10 до 35 от 10 до 45

Наименование характеристики

Значение характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям для узлов учета класса Б (при доверительной вероятности Р=0,95%):

-    для узлов учета свободного нефтяного газа категории I и II, не более, %

-    не более ±3,0% для узлов учета свободного нефтяного газа категории III, не более, %

-    не более ±4,0% для узлов учета свободного нефтяного газа категории IV, не более, %

±2,5

±3,0

±4,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям для узлов учета класса В (при доверительной вероятности Р=0,95%) для узлов учета свободного нефтяного газа категорий I, II, III и IV, не более, %

±5,0

Условия эксплуатации:

-    температура окружающей среды, °С

-    температура поддерживаемая °С

-    относительная влажность окружающей среды, %

-    атмосферное давление, кПа

от 15 до плюс 36 от 18 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7

Параметры электропитания:

-    внешнее питание, переменное напряжение, В

-    частота, Гц

380

50±1

Г абаритные размеры площадки СИКГ, мм

200000*100000

Потребляемая мощность, кВт, не более

0,5

Средний срок службы, лет, не менее

10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Комплектность СИКГ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность СИКГ

Наименование

Количество

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения, заводской номер № 116

1 экз.

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения. Паспорт.

1 экз.

МП 186-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения. Методика поверки»

1 экз.

М-01.07.01.01-01 «Инструкция по эксплуатации системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа на объектах Общества»

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 186-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 16 апреля 2015 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- калибратор многофункциональный MC5-R с HART модулем: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25мА, пределы допускаемой основной погрешности ±(0,02% показания + 1мкА); предел измерений количества импульсов 9999999; диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от

0,0028Гц до 50кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности ±0,01%.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Объемный расход и объем свободного нефтяного газа. Методика (метод) измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.19494.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Карамовского месторождения

1.    ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема»

2.    ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

3.    ГСССД МР 113-03 «Методика ГСССД. Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263... 500К при давлениях до 15,0МПа».

Развернуть полное описание