Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-4 с УПСВ Холмогорского 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 три узла учета различной конструкции, объединенные общим
ИВК:
- узел учета свободного нефтяного газа на ХКС ДНС-4 с УПСВ Холмогорского месторождения (далее - УУ на ХКС), диаметр условного прохода Ду 207,0 мм;
- узел учета свободного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС-4 с УПСВ Холмогорского месторождения (далее - УУ на ФНД), диаметр условного прохода Ду 207,0 мм;
- узел учета свободного нефтяного газа на котельную ДНС-4 с УПСВ Холмогорского месторождения (далее - УУ на котельную), диаметр условного прохода Ду 43,0 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 ФНД 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).
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 - 3.
| 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 | Предель пог | допускаемой решности | 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 36,33 до 1800 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 вели- 1) чины 7 | - | 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 измерения/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; |
Таблица 2 - Узел учета свободного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС-4 с УПСВ Холмогорского месторождения
| 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 пог | допускаемой решности | 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 36,33 до 1800м3/ ч | ±1,51% от измеренного значения | ±1,51% от измеренного значения | 1) Расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100 | 4-20 мА | ±1,5% от измеряемой величи- 1) ны 7 | - | 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 измерения/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 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 массо вого расхода | от 20,69 до 100 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 измерения/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 Метран-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 | - |
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 4.
Таблица 4 - 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 5.
Таблица 5 - 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 | от 108,6 до 10743,7 |
| - УУ на котельную | от 82,1 до 940,21 |
| - УУ на ФНД | от 75,36 до 11156,3 |
| Диапазоны измерений объемного расхода газа в рабочих условиях, м3/ч: - УУ на ХКС | от 41 до 1800 |
| - УУ на котельную | от 30 до 100 |
| - УУ на ФНД | от 37 до 1800 |
| Диапазоны измерений абсолютного давления, МПа - УУ на ХКС | от 0,28 до 0,6 |
| - УУ на котельную | от 0,267 до 0,86 |
| - УУ на ФНД | от 0,216 до 0,6 |
| Диапазоны измерений температуры, °С - УУ на ХКС | от 25 до 40 |
| - УУ на котельную | от 5 до 12 |
| - УУ на ФНД | от 15 до 35 |
| 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, % | ±2,5 |
| - не более ±3,0 % для узлов учета свободного нефтяного газа категории III, не более, % | ±3,0 |
| - не более ±4,0 % для узлов учета свободного нефтяного газа категории IV, не более, % | ±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 | 150000x150000 |
| 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 6.
Таблица 6 - Комплектность СИКГ
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-4 с УПСВ Холмогорского месторождения, заводской номер № 123 | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-4 с УПСВ Холмогорского месторождения. Паспорт. | 1 экз. |
| МП 193-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-4 с УПСВ Холмогорского 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 193-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-4 с УПСВ Холмогорского 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 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности ±(0,02 % показания + 1 мкА); предел измерений количества импульсов 9999999; диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, 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-4 с УПСВ Холмогорского месторождения регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.19483
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-4 с УПСВ Холмогорского 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.. .500 К при давлениях до 15,0 МПа».
64652-16: Методика поверки МП 193-30151-2015Скачать612.7 Кб