Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в поселок Талинский ОАО «ТНК-Нягань» (далее - СИКГ) предназначена для измерений в автоматизированном режиме объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - СНГ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) СНГ к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.
Описание
Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработки с помощью контроллеров измерительных FloBoss 107 (далее - FloBoss 107) (Госреестр № 51445-12) входных сигналов (аналоговые унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА, импульсные), поступающих от счетчиков газа ультразвуковых FLOWSIC 600 (далее - FLOWSIC 600) (Госреестр № 43981-11), преобразователей давления измерительных 3051S2 TA2A (далее - 3051S2 TA2A) (Госреестр № 24116-08), датчиков температуры 3144P (далее - 3144P) (Госреестр № 3953908). Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных модели D1010D (далее - D1010D) (Госреестр № 44311-10).
СИКГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров СНГ: объемный расход (объем) при рабочих условиях, абсолютное давление и температура. Компонентный состав, температура точки росы углеводородов и влаги определяется в аттестованной аналитической лаборатории согласно ГОСТ 31371.7-2008,
ГОСТ Р 53762-2009, ГОСТ Р 53763-2009. По измеренным компонентному составу, абсолютному давлению и температуре СНГ FloBoss 107 автоматически рассчитывает физические свойства СНГ в соответствии с ГСССД МР 113-03. Далее автоматически выполняется расчет объемного расхода (объема) СНГ, приведенного к стандартным условиям, на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления, температуры СНГ и рассчитанных физические свойств СНГ.
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.
СИКГ выполняет измерение и вычисление параметров СНГ поступающего по двум направлениям:
- от ОАО «ТНК-Нягань» к п. Талинский (основная и контрольно-резервная измерительные линии);
- от ОАО «ИНГА» к ОАО «ТНК-Нягань» (основная и контрольно-резервная измерительные линии).
СИКГ выполняет следующие функции :
- измерение объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления и температуры СНГ;
- вычисление физических свойств СНГ в соответствии с ГСССД МР 113-03;
- вычисление объемного расхода (объема) СНГ, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63;
- формирование отчетов, архивирование, хранение и передача на операторскую станцию измеренных и вычисленных значений параметров СНГ;
- ручной отбор проб для лабораторного анализа компонентного состава;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам.
Средства измерений, входящие в состав СИКГ, обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10-99 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ (FloBoss 107) обеспечивает реализацию функций СИКГ. Защита ПО СИКГ (FloBoss 107) от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разграничения прав пользователей и паролей. Доступ к функциям ПО СИКГ (FloBoss 107) ограничен уровнем доступа, который назначается каждому оператору. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКГ (FloBoss 107) обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием FloBoss 107.
Идентификационные данные ПО СИКГ (FloBoss 107) приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО СИКГ (FloBoss 107) | FloBoss107 | не ниже 1.0 | _ | _ |
Защита ПО СИКГ (FloBoss 107) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «C» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКГ представлены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование | Значение |
| Рабочая среда | СНГ |
| Диапазоны измерений входных параметров СНГ (направление от ОАО «ТНК-Нягань» к п. Талинский): - абсолютное давление, МПа - температура, °С - объемный расход при рабочих условиях, м3/ч - объемный расход, приведенный к стандартным условиям, м3/ч | От 0,38 до 0,56 От минус 5 до плюс 25 От 50 до 1600 От 186,5 до 9945,92 |
| Диапазоны измерений входных параметров СНГ (направление от ОАО «ИНГА» к ОАО «ТНК-Нягань»): - абсолютное давление, МПа - температура, °С - объемный расход при рабочих условиях, м3/ч - объемный расход, приведенный к стандартным условиям, м3/ч | От 0,38 до 0,56 От минус 5 до плюс 25 От 130 до 4500 От 487,1 до 28304,6 |
| Наименование | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении объемного расхода (объема) СНГ при стандартных условиях FloBoss 107, % | ±0,02 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ при измерении объемного расхода (объема) СНГ, приведенного к стандартным условиям, % | ±2 |
| Условия эксплуатации средств измерений СИКГ: - температура окружающей среды: а) в месте установки FLOWSIC 600, 3051S2 TA2A и 3144P, °С б) в месте установки D1010D и FloBoss 107, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | От плюс 5 до плюс 35 От плюс 10 до плюс 35 До 95 при температуре 35 °С От 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В а)силовое оборудование б) технические средства - частота, Гц | 380 (+10 %, -15 %) 220 (+10 %, -15 %) 50 (±1) |
| Потребляемая мощность, кВ •А, не более | 25 |
| Габаритные размеры, мм, не более | 10500x6000x3400 |
| Масса, кг, не более | 18700 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) СИКГ (направление от ОАО «ТНК-Нягань» к п. Талинский) представлены в таблице 3.
Метрологические характеристики ИК СИКГ (направление от ОАО «ИНГА» к ОАО «ТНК-Нягань») представлены в таблице 4.
Таблица 3
| Метрологические характеристики ИК СИКГ (направление от ОАО «ТНК-Нягань» к п. Талинский) | Метрологические характеристики компонентов ИК СИКГ (направление от ОАО «ТНК-Нягань» к п. Талинский) |
| Наименование | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности | Первичный измерительный преобразователь | Промежуточный измерительный преобразователь (барьер искрозащиты), контроллер |
| Тип (выходной сигнал) | Пределы допускаемой погрешности | Тип (выходной сигнал) | Пределы допускаемой погрешности1) |
| основная | в рабочих условиях | основная | дополнительная | основная | в рабочих условиях |
| ИК объемного расхода (объема) | От 50 до 1600 м3/ч | ±1,15 % | FLOWSIC 600, Ду 100 (импульсный) | ±1 % | FloBoss 107 | ±1 импульс |
| ИК абсолютного давления | От 0 до 1 МПа | ±0,2 % диапазона измерений | ±0,3 % диапазона измерений | 3051S2 TA2A (от 4 до 20 мА) | ±0,055 % диапазона измерений | ±0,08 %/28 °С диапазона измерений | D1010D (от 4 до 20 мА), FloBoss 107 | ±0,15 % диапазона преобразования | ±0,25 % диапазона преобразования |
| ИК температуры | От минус 10 до плюс 30 °С | ±0,27 °С | ±0,29 °С | 3144P (от 4 до 20 мА) | Класс допуска сенсора А: ±(0,15+0,002-|t|), °С | D1010D (от 4 до 20 мА), FloBoss 107 | ±0,15 % диапазона преобразования | ±0,25 % диапазона преобразования |
| ±0,1 °С2) ±0,02 % диапазона измерений3) | ±0,0015 °С/1 °С2) ±0,001 %/1 °С диапазона измерений3) |
Примечания
1. Приняты следующие условные обозначения: t - измеряемая температура, °С.
2. Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытание в целях утверждения типа с аналогичными или лучшими метрологическими и техническими характеристиками.
3. Дополнительная погрешность первичных измерительных преобразователей вызвана изменением температуры окружающей среды.
4. 1) Пределы допускаемой погрешности нормированы с учетом погрешностей промежуточных измерительных преобразователей (барьеры искрозащиты) и контроллера.
5. 2) Абсолютная погрешность цифрового сигнала измерительного преобразователя.
6.3) Приведенная погрешность цифро-аналогового преобразования измерительного преобразователя.
Таблица 4
| Метрологические характеристики ИК СИКГ (направление от ОАО «ИНГА» к ОАО «ТНК-Нягань») | Метрологические характеристики компонентов ИК СИКГ (направление от ОАО «ИНГА» к ОАО «ТНК-Нягань») |
| Наименование | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности | Первичный измерительный преобразователь | Промежуточный измерительный преобразователь (барьер искрозащиты), контроллер |
| Тип (выходной сигнал) | Пределы допускаемой погрешности | Тип (выходной сигнал) | Пределы допускаемой погрешности1) |
| основная | в рабочих условиях | основная | дополнительная | основная | в рабочих условиях |
| ИК объемного расхода (объема) | От 130 до 4500 м3/ч | ±1,15 % | FLOWSIC 600, Ду200 (импульсный) | ±1 % | FloBoss 107 | ±1 импульс |
| ИК абсолютного давления | От 0 до 1 МПа | ±0,2 % диапазона измерений | ±0,3 % диапазона измерений | 3051S2 TA2A (от 4 до 20 мА) | ±0,055 % диапазона измерений | ±0,08 %/28 °С диапазона измерений | D1010D (от 4 до 20 мА), FloBoss 107 | ±0,15 % диапазона преобразования | ±0,25 % диапазона преобразования |
| ИК температуры | От минус 10 до плюс 30 °С | ±0,27 °С | ±0,29 °С | 3144P (от 4 до 20 мА) | Класс допуска сенсора А: ±(0,15+0,002-|t|), °С | D1010D (от 4 до 20 мА), FloBoss 107 | ±0,15 % диапазона преобразования | ±0,25 % диапазона преобразования |
| ±0,1 °С2) ±0,02 % диапазона измерений3) | ±0,0015 °С/1 °С2) ±0,001 %/1 °С диапазона измерений3) |
Примечания
1. Приняты следующие условные обозначения: t - измеряемая температура, °С.
2. Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытание в целях утверждения типа с аналогичными или лучшими метрологическими и техническими характеристиками.
3. Дополнительная погрешность первичных измерительных преобразователей вызвана изменением температуры окружающей среды.
4. 1) Пределы допускаемой погрешности нормированы с учетом погрешностей промежуточных измерительных преобразователей (барьеры искрозащиты) и контроллера.
5. 2) Абсолютная погрешность цифрового сигнала измерительного преобразователя.
6.3) Приведенная погрешность цифро-аналогового преобразования измерительного преобразователя.
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку СИКГ методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКГ представлена в таблице 5.
Таблица 5
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в поселок Талинский ОАО «ТНК-Нягань», заводской номер КС 39.100-000 | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в поселок Талинский ОАО «ТНК-Нягань». Паспорт | 1 экз. |
| МП 48-30151-2013. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в поселок Талинский ОАО «ТНК-Нягань». Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 48-30151-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в поселок Талинский ОАО «ТНК-Нягань». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 31 октября 2013 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке средств измерений, входящих в состав СИКГ;
- 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 последовательности импульсов 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность +(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Объемный расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в поселок «Талинский» ОАО «ТНК-Нягань», аттестованная ГЦИ СИ ООО «СТП», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 230-535-01.00270-2013.
Нормативные документы
1. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема
2. ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний
3. ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов
4. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
5. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
6. ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
7. ГОСТ Р 51330.10-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11.
Искробезопасная электрическая цепь i
8. ГОСТ Р 53762-2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам
9. ГОСТ Р 53763-2009 Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде
10. 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;
- выполнение государственных учетных операций.
