Назначение
Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа факельных установок технологических объектов сбора и подготовки нефти ОАО «СН-МНГ» (далее -СИКГ) предназначены для измерений объемного расхода и объёма свободного нефтяного газа (далее по тексту - газ), поступающего в факельную установку высокого давления, или в факельную установку низкого давления, или в совмещённую факельную установку.
Описание
Принцип действия СИКГ основан на косвенном методе измерений объёмного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по результатам измерений в рабочих условиях объемного расхода, объема, температуры и давления газа, с приведением к стандартным условиям методом «pTZ - пересчета» по ГОСТ 8.611-2013. Данные о компонентном составе газа заносят в измерительно-вычислительный компонент СИКГ из результатов периодического определения компонентного состава газа в испытательной лаборатории при исследовании отобранных проб газа.
СИКГ представляют собой единичную партию измерительных систем, спроектированных для конкретного технологического объекта сбора и подготовки нефти из компонентов серийного производства, ИС-2 по ГОСТ Р 8.596-2002.
СИКГ состоят из измерительной линии (ИЛ) и шкафа обработки информации (ШОИ).
В состав ИЛ СИКГ входят:
1) измерительный трубопровод с номинальным диаметром 150; 200; 250; 300; 400; 500 или 700 мм;
2) измерительный канал (ИК) объёмного расхода и объёма газа, включающий расходомер газа ультразвуковой FLOWSIC100, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 43980-10 или счетчик газа КТМ100 РУС (регистрационный номер 60932-15), которые осуществляют измерения объемного расхода газа при рабочих условиях, формирование выходных сигналов и передачу их через интерфейсы связи на измерительно-вычислительный компонент системы, находящийся в ШОИ;
3) ИК абсолютного давления газа, включающий один из датчиков (преобразователей) давления:
- преобразователь давления измерительный EJX (регистрационный номер 28456-09), модели EJX 510 (для измерений абсолютного давления);
- преобразователь (датчик) давления измерительный EJ* (регистрационный номер 59868-15), модификации EJX (серии А) модели 510 (для измерений абсолютного давления) - EJX510А;
4) ИК температуры газа, включающий один из датчиков (преобразователей) температуры:
- датчик температуры 644 (регистрационный номер 39539-08);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный номер 22257-11), класса допуска А, с преобразователем измерительным 644 (регистрационный номер 14683-09);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный номер 56381-14).
ИК абсолютного давления и температуры газа измеряют и преобразуют текущие значения параметров газа (абсолютное давление и температура) в унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), которые по линиям связи поступают на соответствующий аналоговый вход измерительно-вычислительного компонента СИКГ, где происходит их измерение и преобразование в значение соответствующей физической величины.
В ШОИ находится измерительно-вычислительный компонент СИКГ, включающий блок обработки данных - MCUP расходомера газа ультразвукового FLOWSIC100, или блок обработки данных МЦУ счетчика газа КТМ100 РУС.
Измерительно-вычислительный компонент СИКГ производит обработку поступивших сигналов, вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям, хранение измеренных и вычисленных значений, формирование цифрового выходного сигнала и вывода измеренных значений на его дисплей.
Перечень СИКГ, заводских номеров и технологических объектов сбора и подготовки нефти ОАО «СН-МНГ», на которых расположены СИКГ, приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень наименований СИКГ и их заводских номеров
| Наименование СИКГ | Заводской номер |
| 1 | 2 |
| СИКГ ФВД ДНС Ачимовского месторождения | 011.5401 |
| СИКГ ФНД ДНС Ачимовского месторождения | 011.5402 |
| СИКГ ФВД ППиСН Ватинского месторождения | 012.5201 |
| СИКГ ФНД ППиСН Ватинского месторождения | 012.5202 |
| СИКГ ФВД ППиСН Ново-Покурского месторождения | 012.5301 |
| СИКГ ФНД ППиСН Ново-Покурского месторождения | 012.5302 |
| СИКГ ФВД ДНС-2А Аганского месторождения | 012.5401 |
| СИКГ ФНД ДНС-2А Аганского месторождения | 012.5402 |
| СИКГ ФВД ДНС-1 Ватинского месторождения | 012.5405 |
| СИКГ ФВД ДНС-2 Ватинского месторождения | 012.5407 |
| СИКГ ФВД ДНС-3 Ватинского месторождения | 012.5409 |
| СИКГ ФВД ДНС-1 Кетовского месторождения | 012.5411 |
| СИКГ ФВД ДНС-1 Мегионского месторождения | 012.5413 |
| СИКГ ФВД ДНС-2 Мыхпайского месторождения | 012.5415 |
| СИКГ ФВНД ДНС-1 Покамасовского месторождения | 012.5417 |
| СИКГ ФВД ДНС-1 Северо-Покурского месторождения | 012.5419 |
| СИКГ ФНД ДНС-1 Северо-Покурского месторождения | 012.5420 |
| СИКГ ФВД ДНС-2 Северо-Покурского месторождения | 012.5421 |
| СИКГ ФВД ДНС Южно-Локосовского месторождения | 012.5425 |
| СИКГ ФНД ДНС-2 Северо-Покурского месторождения | 012.5422 |
| СИКГ ФВД ДНС-1 Южно-Аганского месторождения | 012.5423 |
| СИКГ ФНД ДНС-1 Южно-Аганского месторождения | 012.5424 |
| СИКГ ФНД ДНС Южно-Локосовского месторождения | 012.5426 |
| СИКГ ФВД УПН Аригольского месторождения | 013.5301 |
| СИКГ ФНД УПН Аригольского месторождения | 013.5302 |
| СИКГ ФВД ДНС Западно-Усть-Балыкского месторождения | 013.5401 |
| СИКГ ФНД ДНС Западно-Усть-Балыкского месторождения | 013.5402 |
| СИКГ ФВД ДНС Узунского месторождения | 013.5403 |
| 1 | 2 |
| СИКГ ФНД ДНС Узунского месторождения | 013.5404 |
| СИКГ ФВД ДНС Чистинного месторождения | 014.5401 |
| СИКГ ФНД ДНС Чистинного месторождения | 014.5402 |
| СИКГ ФВД ДНС-1 Тайлаковского месторождения | 015.5401 |
| СИКГ ФНД ДНС-1 Тайлаковского месторождения | 015.5402 |
| СИКГ ФВД ДНС-1 Западно-Асомкинского месторождения | 016.5401 |
| СИКГ ФНД ДНС-1 Западно-Асомкинского месторождения | 016.5402 |
| СИКГ ФВНД ДНС-2 Западно-Асомкинского месторождения | 016.5403 |
| СИКГ ФНД ДНС-1 Северо-Ореховского месторождения | 017.5402 |
Структурная схема СИКГ представлена на рисунке 1.
Схема пломбировки средств измерений из состава СИКГ в соответствии с их эксплуатационной документацией и/или в соответствии с МИ 3002-2006.
PT - датчик абсолютного давления газа;
ТТ - измерительный преобразователь температуры газа;
FT - приёмо-передающие устройства ультразвукового расходомера или счётчика газа.
Рисунок 1 - Структурная схема СИКГ
СИКГ осуществляет выполнение следующих основных функций:
- измерение объемного расхода и объема газа при рабочих условиях;
- измерение температуры и абсолютного давления газа;
- вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям;
- индикацию, регистрацию, хранение текущих, средних и интегральных значений измеряемых параметров;
- диагностику работоспособности измерительных компонентов;
- управление работой системы;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- формирование, архивирование и печать отчетов о результатах измерений и по учету газа, протоколов контроля метрологических характеристик; формирование и выдача отчетов системы;
- учет, формирование журнала, архивирование и печать событий системы.
Программное обеспечение
В СИКГ применяется программное обеспечение (ПО) блока обработки данных MCUP расходомера газа ультразвукового FLOWSIC100 или блока обработки данных МЦУ счетчика газа КТМ100 РУС.
Конфигурационные параметры, значения условно-постоянных величин, параметры хранения измеренной информации и другие метрологически значимые параметры определяемые, изменяемые, передаваемые в процессе эксплуатации защищены многоуровневой системой паролей доступа с обязательным протоколированием всех вмешательств. Целостность метрологически значимого ПО, не относящегося к области кода, определяется по журналам событий и состояниям специально выделенных параметров конфигурации, предназначенных для целей проверки целостности ПО.
Уровень зашиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного обеспечения (ПО) | для блока обработки данных MCUP | для блока обработки данных МЦУ |
| Идентификационное наименование ПО | MCUP | MCUP | MCUK |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | хх.хх.хх* | хх.хх.хх* | хх.хх.хх* |
| Цифровой идентификатор ПО | -** | -** | -** |
| где х принимает значения от 0 до 9. *- Действующий номер версии ПО указывается в формуляре СИКГ. ** - Данные недоступны, так как данное ПО не может быть модифицировано, загружено или прочитано через какой-либо интерфейс после опломбирования |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Класс СИКГ ГОСТ Р 8.733-2011 | В |
| Категория СИКГ ГОСТ Р 8.733-2011 | II | III | IV |
| Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих условиях, м3/ч | от 26000 до 128900 | от 1300 до 26000 | от 6 до 1300 |
| Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч | от 20000 до 100000 | от 1000 до 20000 | от 25 до 1000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода и объёма газа при рабочих условиях, % | ±3,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5,0 |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений абсолютного давления газа, МПа (кгс/см2) | от 0 до 0,2452 (от 0 до 2,5) |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности к верхнему пределу измерений ИК абсолютного давления газа, % | ±1,0 |
| Диапазон измерений температуры газа, °С | от 0 до +100 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИК температуры газа, °С | ±0,4 |
| Таблица 4 - Основные технические характеристики |
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электропитания от сети переменного тока: - напряжение, В - частота, Гц | от 90 до 250 от 49 до 51 |
| Рабочие условия измеряемой среды: - температура, °С - плотность при стандартных условиях, кг/м3 - избыточное давление, МПа Рабочие условия окружающей среды: - температура, °С: - для ИЛ - для ШОИ - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более | от 0 до +60 от 0,71 до 1,99 от 0,001 до 0,135 от -55 до +34* от +10 до +45 от 89,0 до 106,7 95 |
| Режим измерений | непрерывный |
* - Для измерительных преобразователей, входящих в состав системы, диапазон температуры окружающей среды от плюс 10 до плюс 34 °C, что обеспечивается размещением их в термочехлах_
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляр СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа факельной установки технологического объекта сбора и подготовки нефти ОАО «СН-МНГ» (заводские №№ 011.5401; 011.5402; 012.5201; 012.5202; 012.5301; 012.5302; 012.5401; 012.5402; 012.5405; 012.5407; 012.5409; 012.5411; 012.5413; 012.5415; 012.5417; 012.5419; 012.5420; 012.5421; 012.5425; 012.5422; 012.5423; 012.5424; 012.5426; 013.5301; 013.5302; 013.5401; 013.5402; 013.5403; 013.5404; | - | 37 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 014.5401; 014.5402; 015.5401; 015.5402; 016.5401; 016.5402; 016.5403; 017.5402) | | |
| Комплект эксплуатационной документации | - | 37 экз. |
| Методика поверки | МЦКЛ.0242.МП | 1 экз. на партию 37 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МЦКЛ.0242.МП «Инструкция. ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа факельных установок технологических объектов сбора и подготовки нефти ОАО «СН-МНГ». Методика поверки», утвержденному ЗАО КИП «МЦЭ» 25.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон силы постоянного тока 1 разряда по Приложению к приказу Росстандарта от 01.10.2018 г. № 2091 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 110-16 до 100 А»
- калибратор тока UPS-III, (регистрационный номер 60810-15);
- другие эталонные СИ и вспомогательное оборудование в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКГ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на бланк свидетельства о поверке и на пломбы средств измерений из состава СИКГ в соответствии с их эксплуатационной документацией и/или в соответствии с МИ 3002-2006.
Сведения о методах измерений
приведены в документе МЦКЛ.0398.М-2018 «ГСИ. Методика (метод) измерений. Объемный расход и объем газа приведенные к стандартным условиям. Методика измерений для СИКГ факельных установок технологических объектов сбора и подготовки нефти ОАО «СН-МНГ», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № RA.RU.311313/МИ-123-2018 от
26.12.2018 г.
Нормативные документы
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования Техническая документация ООО «Югранефтегазпроект»
76026-19: Методика поверки МЦКЛ.0242.МПСкачать6.0 Мб