Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки ПСП (0136) для ООО «СК» РУСВЬЕТПЕТРО» (далее - СИКГ) предназначена для измерения, регистрации, обработки, контроля, хранения и индикации объемного расхода (объема) свободного (попутного) нефтяного газа (далее - газа) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63 и ГОСТ Р 8.615-2005 на основе измерений давления, температуры, компонентного состава согласно ГОСТ 31371.7-2008.
Описание
Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи вычислителя ВТД-У в комплекте счетчика СТД (далее - ВТД-У) входных сигналов, поступающих от датчика расхода газа ультразвукового корреляционного DYMETIC-1223-T-1,O, датчика давления Метран-150-ТА2, преобразователя температуры Метран-286. Тем самым, СИКГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров потока газа: объемный расход (объем) при рабочих условиях, абсолютное давление, температура. Компонентный состав, температура точки росы углеводородов и влаги определяется в аттестованной аналитической лаборатории согласно ГОСТ 31371.7-2008, ГОСТ Р 537622009, ГОСТ Р 53763-2009. По измеренным компонентному составу, абсолютному давлению и температуре газа ВТД-У автоматически рассчитывает физические свойств газа (плотность, динамическую вязкость, показатель адиабаты) в соответствии с ГСССД МР 113-03. Далее автоматически выполняется расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления, температуры газа и рассчитанных физические свойств газа.
СИКГ представляет собой единичный экземпляр, 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.
СИКГ состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений, установленные на основной и резервной измерительных линиях: датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные DYMETIC-1223-T-1,O (далее - DYMETIC-1223-T-1,O) (Госреестр № 37419-08); преобразователи температуры Метран-286 (далее - Метран-286) (Госреестр № 23410-08); датчики давления Метран-150-ТА2 (далее - Метран-150-ТА2) (Гос-реестр № 32854-09); вычислители ВТД-У в комплекте счетчиков СТД (основной и резервный) (Госреестр № 41550-09).
Измерительное оборудование СИКГ укомплектовано специализированными обогреваемыми термошкафами. Трубопроводы СИКГ (технологические, дренажные на свечу), кроме участков, на которых установлены обогреваемые термошкафы с измерительным оборудованием, оснащены обогревом с помощью саморегулирующегося электрического греющего кабеля и покрыты теплоизоляцией. Система обработки информации (СОИ) СИКГ (включая ВТД-У) размещена в помещении операторной, которое оснащено системами обогрева, контроля температуры, естественной вентиляцией, внутреннего и наружного освещения, пожарной сигнализации и охранной сигнализации.
Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение, хранение, контроль и индикацию объема и объемного расхода газа при рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63;
- автоматическое вычисление и индикацию физические свойств газа (плотности, динамической вязкости, показателя адиабаты) в соответствии с ГСССД МР 113-03;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров, формирование отчетов об измеренных и вычисленных параметрах потока газа.
Программное обеспечение (ПО) СИКГ (ВТД-У) обеспечивает реализацию функций СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации: отображения на информационном дисплее ВТД-У структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии ПО. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием ВТД-У. ПО СИКГ имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО СИКГ (ВТД-У) | 5332А323 5333А322 | 32 | - | - |
Технические характеристики
Таблица 2
| Наименование | СИКГ |
| Рабочая среда | Попутный нефтяной газ |
| Диапазоны измерения входных параметров: - объемного расхода в рабочих условиях, м3/ч - объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, м3/ч - избыточного давления, МПа - температуры, °С | от 2,5 до 200 от 6,62 до 1524 от 0,2 до 0,6 от 10 до 50 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ при приведении объемного расхода (объема) попутного нефтяного газа при рабочих условиях к стандартным условиям вычислителем ВТД-У, % | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ при измерении объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % | ± 2,5 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - вычислителя ВТД-У (допустимый диапазон от минус 5 до 50 °С) - датчика расхода газа ультразвукового корреляционного DYMETIC-1223-T-1,O (допустимый диапазон от минус 45 до 50 °С) - датчика давления Метран-150-ТА2 (допустимый диапазон от минус 40 до 85 °С) - преобразователя температуры Метран-286 (допустимый диапазон от минус 40 до 70 °С) - относительная влажность окружающей среды, % - вычислителя ВТД-У - датчика расхода газа ультразвукового корреляционного DYMETIC-1223-T-1,0 | от 18 до 25 от 5 до 35 от 5 до 35 от 5 до 35 до 95 при температуре 35 оС до 100 |
| - датчика давления Метран-150-ТА2 - преобразователя температуры Метран-286 - атмосферное давление, кПа | до 100 при температуре 35 оС до 98 при температуре 35 оС от 95 до 105 |
| Частота источника переменного тока 220 В, Гц | 50 ± 1 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 15 |
| Габаритные размеры, мм, не более - вычислителя ВТД-У - датчика расхода газа ультразвукового корреляционного DYMETIC-1223-T-1,0 - датчика давления Метран-150-ТА2 - преобразователя температуры Метран-286 | 200x130x57 300x490x220 83x116x239 108x70 |
| Масса, кг, не более | 20 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 12 |
Таблица 3
| Метрологические и технические характеристики ИК СИКГ | Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов ИК СИКГ |
| Первичный измерительный преобразователь | Вычислитель, измерительный модуль ввода/вывода аналоговых сигналов |
| Наименование ИК СИКГ | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой погрешности | Тип | Диапазон вы-ходно-го сигнала | Пределы допускаемой погрешности | Диапазон входного сигнала | Пределы допускаемой погрешности |
| основной | в рабочих условиях | основной | дополнительной | основной | в рабочих условиях |
| ИК давления | 0.1,0 МПа | ±0,25 % диапазона измерений | ±0,3 % диапазона измерений | Метра н-150-TA2 | 4.20 мА | ±0,2% диапазона измерений | ±0,06 %/10°С | ВТД-У |
| 4.20 мА | ±[0,1+0,0 1-((Fв— Fн)/(F— Fн)—1)], % измеряемой величины* | - |
| ИК объема (объемного расхода) | 2,5. 200 м3/ч | ±1,1 % измеряемой величины | DYME TIC-1223-Т-1,0 | частотный сигнал, от 5 до 1000 Гц | ±1,0 % измеряемой величины | - | ВТД-У |
| частотный сигнал, от 5 до 1000 Гц | ±0,05 % измеряемой ве личины | - |
| ИК темпера-туры | 0.50 °С | ±0,2 % диапазона измерений | ±0,25 % диапазона измерений | Метра н-286 | 4.20 мА | ±0,15 % диапазона измерений | ±0,05 % диапазона измерений | ВТД-У |
| 4.20 мА | ±[0,1+0,0 1-((Fв— Fн)/(F— FнН)], % измеряемой величины* | - |
Средства измерения, входящие в состав СИКГ, обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10-99 “искробезопасная электрическая цепь” уровня “ib”.
Примечания.
1. Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытание в целях утверждения типа с аналогичными метрологическими и техническими характеристиками.
2. * - FB, FH, F - верхний, нижний, предел измерения и текущее значения параметра.
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, закрепленную на помещении операторной, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки ПСП (0136) для ООО «СК» РУСВЬЕТПЕТРО», зав. №01. | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки ПСП (0136) для ООО «СК» РУСВЬЕТПЕТРО», зав. №01. Паспорт. | 1 экз. |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки ПСП (0136) для ООО «СК» РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки. | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 49035-12 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки ПСП (0136) для ООО «СК» РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 2 ноября 2011 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;
- 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 частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений на коммерческом узле учета газа площадки ПСП (0136) для ООО «СК» РУСВЬЕТПЕТРО, регистрационный номер ФР.1.29.2011.10823 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные документы
1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
2. ГОСТ 31371.7-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов».
3. ГОСТ Р 51330.10-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11.
Искробезопасная электрическая цепь «i»».
4. ГОСТ Р 53762-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам».
5. ГОСТ Р 53763-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде».
6. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
7. 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
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Осуществление государственных учетных операций.
