Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа II-ой ступени сепарации нефти, поступающего в ЗАО "Отрадненский ГПЗ" от ОАО "Самаранефтегаз" (СИК СНГ II ступени)

Назначение

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа II-ой ступени сепарации нефти, поступающего в ЗАО «Отрадненский ГПЗ» от ОАО «Самаранефтегаз» (СИК СНГ II ступени) (далее - система измерений) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа (далее - газ), приведенных к стандартным условиям, определения параметров газа, а также формирования необходимых отчетных документов.

Описание

Принцип действия системы измерений основан на использовании косвенного метода динамических измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по результатам измерений при рабочих условиях объемного расхода, температуры и давления газа.

Выходные сигналы ультразвукового преобразователя расхода, а также измерительных преобразователей давления и температуры газа поступают в контроллер измерительный (далее - вычислитель) в реальном масштабе времени. По полученным измерительным сигналам вычислитель по заложенному в нем программному обеспечению производит вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

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

Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение следующих функций:

-    измерение в автоматическом режиме, индикация, регистрация и сигнализация предельных значений перепада давления на фильтре;

-    измерение в автоматическом режиме, индикация, регистрация и сигнализация объемного расхода газа при рабочей температуре и давлении, через каждую измерительную линию и систему измерений в целом;

-    вычисление в автоматическом режиме, индикация и регистрация расхода газа, приведенного к стандартным условиям, через каждую измерительную линию и систему измерений в целом;

-    измерение в автоматическом режиме, индикация, регистрация и сигнализация абсолютного давления, температуры газа на каждой измерительной линии;

-    определение (накопление) суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема при стандартных условиях за заданные периоды (1 час, сутки, месяц, год);

-    ввод компонентного состава газа в вычислители расхода по данным анализов химической лаборатории;

-    диагностика работоспособности измерительных каналов системы измерений;

-    отбор проб газа в соответствии с требованиями ГОСТ 31370-2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб»;

-    контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;

-    формирование, выдача и архивирование отчетов о результатах измерений и учета газа;

-    формирование и выдача отчетов системы измерений;

-    учет, формирование журнала, архивирование и печать событий системы измерений;

-    регистрация результатов измерений и вычислений, а также их хранение;

-    формирование исторической базы данных;

-    ведение и архивирование журнала событий системы измерений (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов);

-    визуальный контроль температуры и давления газа по месту;

-    ручной отбор точечной пробы газа;

-    защита системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;

-    хранение и отображение на автоматизированном рабочем месте оператора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

-    ведение журнала оператора, актов приема-сдачи газа;

-    распечатка суточных, месячных актов приема-сдачи газа;

-    визуальный контроль протечек и пломбирование запорной арматуры, открытие которой приводит к изменению результатов измерений;

-    возможность осмотра и очистки внутренней полости ИЛ;

-    наличие дренажных трубопроводов, а также возможность их промывки или пропарки;

-    слив конденсата из оборудования и трубопроводов через дренажные трубопроводы в надземную емкость;

-    возможность подключения ИЛ к свече сброса газа.

Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры, давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в состав которых входят следующие средства измерений:

-    счётчик газа ультразвуковой USZ08 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 51422-12),

-    преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 41560-09),

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 49519-12),

-    преобразователь измерительный серии iTemp TMT модели TMT 82 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 50138-12),

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 26803-11),

-    термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46078-11),

-    термометр биметаллический ТМ серии 55 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 54520-13),

-    манометр деформационный с трубчатой пружиной мод. 233.30 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 15142-08),

-    манометр показывающий ТМ-321 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 25913-08),

-    контроллер измерительный FloBoss 107 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 14661-08).

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) системы измерений базируется на программном обеспечении контроллера измерительного FloBoss 107. Программное обеспечение контроллера измерительного FloBoss 107 является встроенным и может быть загружено только при наличии соответствующих прав доступа специальными программными средствами изготовителя.

Идентификация программного обеспечения контроллера измерительного FloBoss 107 может быть осуществлена по конфигурационному файлу для операционной системы.

Сведения о программном обеспечении измерительных компонентов контроллера измерительного FloBoss 107 указаны в соответствующей технической документации.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты - высокий.

Технические характеристики

Таблица 2

Знак утверждения типа

наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом.

Комплектность

Единичный экземпляр системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа II-ой ступени сепарации нефти, поступающего в ЗАО «Отрадненский ГПЗ» от ОАО «Самаранефтегаз» (СИК СНГ II ступени).

Методика поверки.

Руководство по эксплуатации.

Поверка

осуществляется по документу МП 0290-13-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа II-ой ступени сепарации нефти, поступающего в ЗАО «Отрадненский ГПЗ» от ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 15 июля 2015 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

-    калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон воспроизведения токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ±0,015% от показания ±2 мкА;

-    калибратор многофункциональный модели MC5-R, диапазон частот от 0 до 50000 Гц, погрешность счета импульсов ±1 импульс;

-    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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

Инструкция. ГСОЕИ. Расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного неятяного газа 2-й ступени сепарации нефти, поступающего в ЗАО "Отрадненский ГПЗ" от ОАО "Самаранефтегаз" (СИК СНГ 2-й ступени), свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/25601314, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2015.20632.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа II-ой ступени сепарации нефти, поступающего в ЗАО «Отрадненский ГПЗ» от ОАО «Самаранефтегаз» (СИК СНГ II ступени)

1    ГОСТ Р 8.733-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

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

3    ГОСТ Р 8.618-2014 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа

4    Техническая документация ООО НТФ «БАКС», г. Самара.