Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ЦППН-6 и с ДНС-2, сухого отбензиненного газа на выходе из установки подготовки попутного нефтяного газа, подаваемого в газопровод на ГТЭС Приразломного месторождения

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 170 п. 16 от 28.02.2013
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ЦППН-6 и с ДНС-2 Приразломного месторождения, сухого отбензиненного газа на выходе из установки подготовки попутного нефтяного газа, подаваемого в газопровод на ГТЭС Приразломного месторождения (далее - СИКГ) предназначена для автоматизированного измерения, регистрации, хранения и индикации объемного расхода (объема), давления и температуры свободного нефтяного газа и сухого отбензиненного газа (далее - газы), а так же для приведения объемного расхода (объема) газов к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63 при проведении приемо-сдаточных операций.

Описание

Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи комплексов измерительно-вычислительных и управляющих Stardom (Госреестр №27611-09) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее -ИК) от счетчиков газа ультразвуковых Flowsic 600 (Госреестр №43981-10), преобразователей абсолютного давления измерительных EJX310A (Госреестр №28456-09), термометров сопротивления ТСП 012.08 (Госреестр №43587-10) в комплекте с преобразователями вторичными Т32 (Госреестр №15153-08). Тем самым, СИКГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров газов: объем (объемный расход), абсолютное давление, температура. Комплекс измерительно-вычислительный и управляющый Stardom производит расчет физических свойств газов по алгоритму в соответствии с ГСССД МР 113-03 и вычисление объемного расхода (объема), приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.

СИКГ представляет собой единичный экземпляр системы измерительной , спроектированной для конкретного объекта из компонентов отечественного и 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:

- система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ЦППН-6 (основная и резервная измерительные линии) (далее - СИКГ 1);

- система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ДНС-2 (основная и резервная измерительные линии) (далее - СИКГ 2);

- система измерения количества и параметров сухого отбензиненного газа на выходе из установки подготовки попутного нефтяного, подаваемого в газопровод на ГТЭС Приразломного месторождения (основная и резервная измерительные линии) (далее - СИКГ 3);

- система обработки информации (далее - СОИ).

Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение и индикацию объема и объемного расхода газов при рабочих условиях, температуры и давления;

- автоматическое вычисление и индикацию объема и объемного расхода газов, приведенных к стандартным условиям по результатам измерения температуры и давления;

- автоматическое измерение, контроль, индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ измеряемых параметров;

- формирование отчетов, архивирование, хранение и отображение на дисплее и (или) передача на операторскую станцию измеренных и расчетных значений измеряемых параметров;

- ручной отбор проб для лабораторного анализа компонентного состава;

- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам.

Средства измерения входящие в состав СИКГ обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10-99 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».

Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных MTL4544 и MTL5513 (барьеров искрозащиты).

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ обеспечивает реализацию функций СИКГ. В комплексах измерительно-вычислительных и управляющих Stardom установлено прикладное, модульное ПО: «Комплекс программно-технических средств вычислений расхода жидкостей и газов на базе комплекса измерительно-вычислительного и управляющего Stardom» (далее -КПТС «STARDOM-Flow»), которое имеет сертификат соответствия №06.0001.0970, выданный органом по сертификации АНО «Межрегиональный испытательный центр» в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений и информационноизмерительных систем и аппаратно-программных комплексов.

Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения, идентификации ,

защиты от несанкционированного доступа.

Таблица 1

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

КПТС «Stardom-Flow»

Модуль расчета расхода при применении объемных преобразователей расхода

V2.5

0xA2C3

CRC-16

КПТС «Stardom-Flow»

Модуль расчета физических свойств влажного нефтяного газа

V2.5

0x3114

CRC-16

Идентификация ПО СИКГ осуществляется путем отображения на мониторе операторской станции управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКГ, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКГ для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКГ обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКГ имеет уровень защиты C.

Технические характеристики

Таблица 2

Наименование

СИКГ

Рабочая среда: СИКГ 1, СИКГ 2 СИКГ 3

свободный нефтяной газ сухой отбензиненный газ

Диапазоны измерения рабочих параметров СИКГ 1:

- объемный расход в рабочих условиях, м3/ч

- объемный расход, приведенный к стандартным условиям, м3/ч

- абсолютное давление, кПа

- температура, °С

от 200 до 20000 от 156,7 до 27136,2 от 85 до 130 от 5 до 40

Наименование

СИКГ

Диапазоны измерения рабочих параметров СИКГ 2:

- объемный расход в рабочих условиях, м3/ч

- объемный расход, приведенный к стандартным условиям, м3/ч

- абсолютное давление, МПа

- температура, °С

от 50 до 7000 от 220,8 до 59670,2 от 0,45 до 0,75 от минус 10 до 25

Диапазоны измерения рабочих параметров СИКГ 3:

- объемный расход в рабочих условиях, м3/ч

- объемный расход, приведенный к стандартным условиям, м3/ч

- абсолютное давление, МПа

- температура, °С

от 40 до 4500 от 220,3 до 92361,2 от 0,6 до 1,9 от 10 до 45

Пределы относительной погрешности СИКГ при вычислении комплексом измерительно-вычислительным и управляющим Stardom объемного расхода и объема газов, приведенных к стандартным условиям, %

±0,01

Пределы относительной погрешности СИКГ при измерении объемного расхода и объема газов, приведенных к стандартным условиям, %

±2

Метрологические и технические характеристики измерительных каналов

приведены в таблице 3

Условия эксплуатации средств измерений СИКГ:

- температура окружающей среды, °С

для средств измерений СИКГ 1, СИКГ 2, СИКГ 3 для средств измерений СОИ

- относительная влажность, %

- атмосферное давление, кПа

от 5 до 35

от 18 до 25

от 30 до 80 от 84 до 106,7

Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц

380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50

Потребляемая мощность, Вт, не более

25000

Габаритные размеры, мм, длинахширинахвысота

- СИКГ 1

- СИКГ 2

- СИКГ 3

- шкаф СОИ

15000х3000х2300 9000x3000x2200 7500x2500x2200 800x800x2100

Масса, кг, не более:

- СИКГ 1

- СИКГ 2

- СИКГ 3

- шкаф СОИ

22000 5200 5100 200

Средний срок службы, лет, не менее

10

Таблица 3

Метрологические и технические характеристики ИК СИКГ

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов ИК СИКГ

Первичный измерительный преобразователь

Контроллер программируемый, измерительный модуль ввода/вывода аналоговых и цифровых сигналов

Наименование ИК СИКГ

Диапазоны измерений

Пределы допускаемой погрешности

Тип

Выходной сигнал

Пределы допускаемой погрешности

Тип

Входной сигнал

Пределы допускаемой погрешности

основной

в рабочих условиях

основной

дополнительной

основной

дополнительной

ИК объема (объемного расхода) СИКГ 1

от 200 до 20000 м3/ч

±0,5 % измеряемой вели

чины

-

Счетчик газа ультразвуковой Flowsic 600

HART-протокол

±0,5 % измеряемой вели

чины

-

Комплекс измери-тельно-вычислительный и управляющий Stardom

HART-протокол

-

-

ИК давления СИКГ 1

от 0 до 130 кПа

±0,04 % диапазона измерений

±0,1 % диапазона измерений

Преобразователь давления измерительный EJX310A

HART-протокол

±0,04 % диапазона измерений

±0,075 % диапазона измерений на каждые 28 °С

HART-протокол

-

-

ИК температуры СИКГ 1

от 0 до 50 °С

от ±0,35 до ±0,6 °С

от ±0,35 до ±0,6 °С

Термометр сопротивления ТСП 012.08

Pt 100

±(0,3+ +0,005| t1) °С

-

HART-протокол

-

-

Преобразователь вторичный Т32

HART-протокол

±0,04 % диапазона измерений

±0,1 % диапазона измерений на 10 °С

ИК объема (объемного расхода) СИКГ 2

от 50 до 7000 м3/ч

±0,5 % измеряемой вели

чины

-

Счетчик газа ультразвуковой Flowsic 600

HART-протокол

±0,5 % измеряемой вели

чины

-

HART-протокол

-

-

Наименование ИК СИКГ

Диапазоны измерений

Пределы допускаемой погрешности

Тип

Выходной сигнал

Пределы допускаемой погрешности

Тип

Входной сигнал

Пределы допускаемой погрешности

основной

в рабочих условиях

основной

дополнительной

основной

дополнительной

ИК давления СИКГ 2

от 0 до

1 МПа

±0,04 % диапазона измерений

±0,1 % диапазона измерений

Преобразователь давления измерительный EJX310A

HART-протокол

±0,04 % диапазона измерений

±0,082 % диапазона измерений на каждые 28 °С

Комплекс измери-тельно-вы-числительный и управляющий Stardom

HART-протокол

-

-

ИК температуры СИКГ 2

от минус 10 до 50 °С

от ±0,35 до ±0,6 °С

от ±0,35 до ±0,6 °С

Термометр сопротивления ТСП 012.08

Pt 100

±(0,3+ +0,005| t1) °С

-

HART-протокол

-

-

Преобразователь вторичный Т32

HART-протокол

±0,04 % диапазона измерений

±0,1 % диапазона измерений на 10 °С

ИК объема (объемного расхода) СИКГ 3

от 40 до 4500 м3/ч

±0,5 % измеряемой вели

чины

-

Счетчик газа ультразвуковой Flowsic 600

HART-протокол

±0,5 % измеряемой вели

чины

-

HART-протокол

-

-

ИК давления СИКГ 3

от 0 до 3 МПа

±0,04 % диапазона измерений

±0,1 % диапазона измерений

Преобразователь давления измерительный EJX310A

HART-протокол

±0,04 % диапазона измерений

±0,054 % диапазона измерений на каждые 28 °С

HART-протокол

-

-

ИК температуры СИКГ 3

от 0 до 50 °С

от ±0,35 до ±0,6 °С

от ±0,35 до ±0,6 °С

Термометр сопротивления ТСП 012.08

Pt 100

±(0,3+ +0,005| t1) °С

-

HART-протокол

-

-

Преобразователь вторичный Т32

HART-протокол

±0,04 % диапазона измерений

±0,1 % диапазона измерений на 10 °С

Знак утверждения типа

наносится на маркировочные таблички, установленные на СИКГ 1, СИКГ 2, СИКГ 3, методом

шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 4

Наименование

Количество

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ЦППН-6 и с ДНС-2 Приразломного месторождения, сухого отбензиненного газа на выходе из установки подготовки попутного нефтяного газа, подаваемого в газопровод на ГТЭС Приразломного месторождения, СИКГ 1 - зав. №113, СИКГ 2 - зав. №112, СИКГ 3 - зав. №114. В комплект поставки входят: комплексы измерительно-вычислительные и управляющие Stardom, первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование.

1 экз.

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ЦППН-6 и с ДНС-2 Приразломного месторождения, сухого отбензиненного газа на выходе из установки подготовки попутного нефтяного газа, подаваемого в газопровод на ГТЭС Приразломного месторождения. Паспорт.

1 экз.

Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ЦППН-6 и с ДНС-2 Приразломного месторождения, сухого отбензиненного газа на выходе из установки подготовки попутного нефтяного газа, подаваемого в газопровод на ГТЭС Приразломного месторождения. Методика поверки.

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 52790-13 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ЦППН-6 и с ДНС-2 Приразломного месторождения, сухого отбензиненного газа на выходе из установки подготовки попутного нефтяного газа, подаваемого в газопровод на ГТЭС Приразломного месторождения. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 3 сентября 2012 г.

Основные средства поверки:

- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Объемный расход и объем свободного нефтяного и сухого отбензиненного газов. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ЦППН-6 и с ДНС-2 Приразломного месторождения, сухого отбензиненного газа на выходе из установки подготовки попутного нефтяного газа, подаваемого в газопровод на ГТЭС Приразломного месторождения», регистрационный номер ФР.1.29.2012.13585 в Федеральном реестре методик измерений.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, поступающего от ЦППН-6 и с ДНС-2 Приразломного месторождения, сухого отбензиненного газа на выходе из установки подготовки попутного нефтяного газа, подаваемого в газопровод на ГТЭС Приразломного месторождения

1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

3. ГОСТ Р 8.654-2009 ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения.

4. ГОСТ Р 51330.10-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i».

5. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.

6. ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний.

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.

8. ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений.

Рекомендации к применению

Выполнение государственных учетных операций.

Развернуть полное описание