Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО "НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 1141 п. 01 от 20.12.2012
Номер сертификата 49012
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» (далее - система измерений), предназначена для измерения в автоматизированном режиме количества газа, поступающего в магистральный газопровод и определения в автоматизированном режиме показателей качества газа, прошедшего через систему измерений (компонентный состав, плотность, температура точки росы по влаге и углеводородам, теплота сгорания газа).

Описание

Принцип метода измерений основан на измерении объемного расхода, объема, температуры, давления и компонентного состава газа в рабочих условиях и последующем вычислении по этим параметрам объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

Система измерений представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы измерений осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы измерений и эксплуатационными документами ее компонентов.

Система измерений обеспечивает измерения объемного расхода и объема газа в рабочих условиях, определение показателей качества газа, приведение измеренного объемного расхода и объема газа к стандартным условиям

В составе системы измерений предусмотрены входной и выходной коллекторы и три измерительных трубопровода (далее - ИТ) DN 400 - два рабочих и один резервный.

Измерительные каналы системы измерений:

-      измерительные каналы объемного расхода газа: преобразователь расхода

газа ультразвуковой SeniorSonic с электронным модулем серии Mark фирмы «Emerson Process Management» Госреестр №43212-09 - линия связи - вычислитель;

-     измерительные каналы абсолютного давления: преобразователь давления

измерительный 3051ТА фирмы «Emerson Process Management, Rosemount Inc.» Госреестр №14061-10 - линия связи - барьер искробеозопасности (преобразователь измерительный) HiD2026 фирмы «Pepperl+Fuchs Elcon s.r.l.» Госреестр №18792-04 - линия связи - вычислитель;

- измерительные каналы температуры газа: датчик температуры 3144P фирмы

«Emerson Process Management, Rosemount Inc.» Госреестр №39539-08 - линия связи

- барьер искробеозопасности (преобразователь измерительный) HiD2026 фирмы «Pepperl+Fuchs Elcon s.r.l.» Госреестр №18792-04 - линия связи - вычислитель;

- информационно измерительные каналы показателей качества газа,

включающие в себя средства измерений (далее - СИ) компонентного состава природного газа и его влагосодержания.

В состав средств измерений показателей качества газа входят:

- газовый хроматограф MicroSAM фирмы «Siemens AG», диапазоны измерений компонентного состава и пределы допускаемых погрешностей по ГОСТ 31371.7 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с

о ценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов». Метод А. Госреестр № 44122-10;

- анализатор влажности Ametek 3050 фирмы «Ametek process Instruments

Division», диапазон измерений, от 0,01 до 100 млн-1, пределы допускаемой абсолютной погрешности 0,01 млн-1 (в диапазоне от 0,1 до 100 млн-1) Госреестр № 35147-07;

- анализатор температуры точки росы углеводородов Ametek 241, фирмы

«AMETEK Process Instruments», диапазон измерений °С точки росы от минус 40 до плюс 40 °С, абсолютная погрешность ±1 °С (по чистому пропану), Госреестр № 20443-06.

Вычислительные устройства системы измерений:

- контроллер измерительный FloBoss S600+ фирмы «Emerson Process

Management» Госреестр № 38623-08 с программным обеспечением изготовителя;

- аналитический контроллер на базе программируемого логического

контроллера Scada Pack фирмы «Control Microsystem» Госреестр № 16856-08 с программным обеспечением «Зилант-1-03», аттестованным в установленном порядке в соответствии с МИ 2955-2005 свидетельство об аттестации № 256013-09.

Программное обеспечение (далее - ПО): комплекс технических средств (далее -КТС) системы измерений организуется в виде многоуровневой функционально и территориально распределенной иерархической структуры, состоящей из нижнего и верхнего уровней.

Нижний уровень КТС включает в себя:

- контроллер измерительный FloBoss S600+ (рабочий и резервный);

- блок обработки информации, реализованный на базе программируемого логического контроллера вычисления физико-химических характеристик SCADAPack 350 с программным обеспечением «Зилант-1-03»;

- систему   автоматического   управления,   реализованную   на   базе

ПТК «Delta V».

Верхний уровень КТС - АРМ оператора являются существующими и входят в состав ПТК «Delta V».

Метрологически значимая часть ПО (уровень контроллеров и первичных преобразователей) реализована на базе серийно выпускаемых средств измерений, прошедших сертификацию и имеющих действующие свидетельства об утверждении типа. Дополнительные испытания метрологически значимой части ПО КТС системы измерений не требуются.

Уровень защиты ПО по МИ 3286-2010 - «C»

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения основного вычислительного компонента - контроллера измерительного FloBoss S600+

Вид проверки

Результаты экспериментальных исследований

Наименование ПО

Программное обеспечение контроллера

Версия программного обеспечения контроллера (VERSION CONTROL APPLICATION SW)

06.09c/09c 100311

Цифровой идентификатор (контрольная сумма) структуры файла конфигурации (VERSION CONTROL CONFIG STRUCTURE CSUM)

0673

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC-16

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики системы измерений (блок измерительных трубопроводов)

Наименование параметров

Значение

Расход газа (по каждой измерительной линии), м3/ч - в рабочих условиях

- приведенный к стандартным условиям

от 400 до 11700 от 335 620 до 460 000

Диапазон измерений абсолютного давления газа, МПа

от 5,4 до 7,6

Диапазон измерений температуры газа, °С

от минус 15 до плюс 20

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям:

- при поверке счетчика на поверочной установке, %

- при имитационном методе поверки счетчика, %

± 0,7

± 0,8

Количество измерительных линий

три (две рабочих и резервная)

У словный диаметр измерительных линий

DN400

Температура окружающего воздуха для установленных средств измерений, ° С

- в блок-боксе

- в помещении операторной

от 5 до 35 20±5

Напряжение питания переменного тока, В

220 ± 44

Частота питания переменного тока, Гц

50 ± 2

Срок службы, не менее, лет

10

Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики системы измерений (блок контроля качества газа)

Наименование параметра

Значение

Диапазон измерений анализатор влажности газа, млн-1

От 0,01 до 100

Пределы допускаемой абсолютной погрешности анализатора влажности, млн-1

0,01 (в диапазоне от 0,1 до 100 млн-1)

Интервал измерений температуры точки росы, по углеводородам °С

от -40 до +40

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры точки росы, по углеводородам °С

±1,0

Пределы    допускаемой    абсолютной

погрешности измерений покомпонентного состава, %

- Метан            (CH4)

- Этан               (C2H6)

- Пропан            (C3H8)

- Изобутан          (и-С4Н10)

- н-Бутан             (н-С4Н10)

- Изопентан         (и-С5Н12)

- н-Пентан           (н-С5Н12)

- Гексаны + высшие (C6H14 +)

- Диоксид углерода (CO2)

- Азот + кислород   (N2 + O2)

Х - измеренное значение молярной доли ком]

-0,0187-X + 1,88

0,04^X + 0,00026

0,06^X + 0,00024

0,06^X + 0,00024

0,06^X + 0,00024

0,06^X + 0,00024

0,06^X + 0,00024

0,06^X + 0,00024

0,06^X + 0,0012

0,04^X + 0,0013 понента или суммы компонентов, %

Температура окружающего воздуха для установленных средств измерений, °С

20 ± 2

Напряжение питания переменного тока, В

220 ± 44

Частота питания переменного тока, Гц

50 ± 2

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом в левом верхнем углу.

Комплектность

Единичный экземпляр системы измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ».

Методика поверки.

Руководство по эксплуатации.

Поверка

осуществляется по документу МП 51968-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров природного газа (пункт измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 1 марта 2012 года.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- калибратор многофункциональный модели MCX-II-R, диапазон воспроизведения токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала (± 0,012 % от показания + 1 ед. мл. разряда);

- термометр ртутный, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С по ГОСТ 28498-90;

- барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления шкалы 100 Па по ТУ25-11.15135;

- психрометр ВИТ-1, диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%, цена деления термометров 0,5 °С по ТУ 25-11.1645;

- генератор частоты, диапазон воспроизведения частоты от 0 до 2 кГц, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения частоты ± 0,03 Гц;

- счетчик импульсов с диапазоном частот входных сигналов от 10 Гц до 10 кГц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 1 импульс на 30000 импульсов;

Для удобства проведения поверки может применяться ПЭВМ с программным обеспечением Config 600 версии 3.0.3.0 фирмы «Remote Automation Solutions», подразделения «Emerson Process Management».

Допускается применять другие типы средств измерений с характеристиками, не уступающими указанным, аттестованных и поверенных в установленном порядке.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Методика измерений системой измерений количества и параметров природного газа (пунктом измерения расхода газа) Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/160013-11, регистрационный номер в информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012.11661.

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2. Техническая документация ООО «НПП «ГКС».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание