Назначение
Система измерений количества и показателей качества газа ЗАО «Ванкорнефть» по объекту «Газопровод Ванкор-Хальмерпаютинское от ЦПС Ванкорского месторождения ОАО «НК «Роснефть» до межпромыслового газопровода ООО «Лукойл-Западная Сибирь» (далее - система измерений) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода и объема природного газа, приведенных к стандартным условиям, а также измерения физико-химических показателей качества природного газа.
Описание
Принцип действия системы измерений основан на использовании косвенного метода измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по результатам измерений при рабочих условиях объемного расхода, объема, температуры, давления природного газа.
Выходные сигналы счетчика газа ультразвукового, а также измерительных преобразователей давления и температуры газа поступают в контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее - контроллер) в реальном масштабе времени. По полученным измерительным сигналам и по данным компонентного состава контроллер по заложенному в нем программному обеспечению, с учетом значений условно-постоянных параметров, производит вычисление объемного расхода и объема природного 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.
Система измерений состоит из трех измерительных линий: рабочей и резервной измерительных линий номинальным диаметром DN400 и резервной топливно-пусковой измерительной линии номинальным диаметром DN100.
Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода и объема газа в рабочем диапазоне расхода;
- автоматическое измерение давления и температуры газа;
- автоматическое вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по каждой измерительной линии и системы измерений в целом с учетом параметров качества газа;
- регистрацию и хранение результатов измерений в базе данных для
п оследующей печати и формирования отчетов;
- автоматическое измерение, вычисление и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности газа при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерений компонентного состава;
- ручной отбор пробы газа;
- автоматическое определение температуры точки росы влаги и
углеводородов;
- визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных
л иниях;
- передачу информации с АРМ оператора о компонентном составе газа по протоколу Modbus TCP, интерфейс Ethernet через промышленный коммутатор в контроллер;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков.
Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры, давления, устройства обработки информации, информационноизмерительных каналов показателей качества газа и следующих средств измерений: счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 43981-11), датчик температуры 3144P (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39539-08), преобразователь давления измерительный 3051S (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 24116-08), контроллер измерительный FloBoss модели S600+ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 38623-11), хроматограф газовый промышленный
специализированный MicroSAM (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46586-11), анализатор точки росы интерференционный «КОНГ-Прима-10» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28228-10), манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 26803-11), термометр биметаллический ТМ серии 55 модификации R5503 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 15151-08).
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) системы измерений базируется на программном обеспечении контроллера измерительного FloBoss S600+. Программное обеспечение контроллера измерительного FloBoss S600+ является встроенным и может быть модифицировано или загружено только при наличии соответствующих прав доступа.
Идентификация программного обеспечения контроллера измерительного FloBoss S600+ может быть осуществлена по конфигурационному файлу для операционной системы.
Программное обеспечение контроллера измерительного FloBoss S600+ имеет свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-084/04-2011.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Linux Binary.app |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 06.09е/09е |
| Цифровой идентификатор ПО | 0259 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты - высокий.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики системы измерений
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, по рабочей или резервной измерительным линиям, м3/ч | от 11517 до 983118 |
| Диапазон измерений объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, по резервной топливнопусковой измерительной линии, м3/ч | от 2399 до 68184 |
| Диапазон измерений объемного расхода природного газа при рабочих условиях по рабочей или резервной измерительным линиям, м3/ч | от 120 до 6200 |
| Диапазон измерений объемного расхода природного газа при рабочих условиях по резервной топливно-пусковой измерительной линии, м3/ч | от 25 до 430 |
| Диапазон избыточного давления газа, МПа | от 7,3 до 9,3 |
| Диапазон температуры газа, °С | от минус 20 до плюс 1 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, в диапазоне от минимального значения расхода до пограничного значения расхода, % | ± 1,2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, в диапазоне от пограничного значения расхода до максимального значения расхода, % | ± 0,8 |
| Количество измерительных линий, шт | 3 |
| Номинальный диаметр DN: - рабочего и резервного измерительного трубопровода - резервного топливно - пускового измерительного трубопровода | 400 100 |
| Температура окружающего воздуха для установленных средств измерений, оС Контроллера измерительного, °С | от плюс 15 до плюс 25 от плюс 15 до плюс 25 |
| Атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 |
| Относительная влажность окружающего воздуха, % | от 30 до 80 |
| Напряжение питания, В | от 187 до 242 |
| Частота питания, Гц | 50±1 |
| Срок службы, не менее, лет | 15 |
| Примечание - Измерение объемного расхода природного газа выполняется при температуре природного газа выше температуры точки росы по влаге и углеводородам |
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики системы измерений (блок контроля качества газа)
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений температуры точки росы влаги,оС | от минус 30 до плюс 30 |
| Диапазон измерений температуры точки росы углеводородов, оС | от минус 30 до плюс 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры точки росы влаги, оС | ± 1 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры точки росы углеводородов, оС | ± 1 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения молярной доли компонентов природного газа, % - Метан (СН4) - Этан (С2Н6) - Пропан (С3 Н8) - И-Бутан (и-С4 Ню) - Н-Бутан (н-С4Ню) - И-Пентан (и-С5 Н12) - Н-Пентан (н-С5Н12) - Неопентан (нео-С5 Н12) - Н-Г ексан (н-С6Н14) - Азот (N2) - Диоксид углерода (СО2) | - 0,0187 • Х + 1,88 0,04 • Х + 0,00026 0,06 • Х + 0,00024 0,06 • Х + 0,00024 0,06 • Х + 0,00024 0,06 • Х + 0,00024 0,06 • Х + 0,00024 0,06 • Х + 0,00024 0,06 • Х + 0,00024 0,04 • Х + 0,0013 0,06 • Х + 0,0012 Х - измеренное значение молярной доли компонента, % |
| Температура окружающего воздуха для установленных средств измерений, оС | от плюс 15 до плюс 25 |
| Напряжение питания переменного тока, В Напряжение питания постоянного тока, В | от 187 до 242 от 20 до 27 |
| Частота питания переменного тока, Гц | от 49 до 51 |
Знак утверждения типа
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом.
Комплектность
Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества газа ЗАО «Ванкорнефть» по объекту «Газопровод Ванкор-Хальмерпаютинское от ЦПС Ванкорского месторождения ОАО «НК «Роснефть» до межпромыслового газопровода ООО «Лукойл-Западная Сибирь»
Методика поверки
Инструкция по эксплуатации
Поверка
осуществляется по документу МП 0167-13-2014 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества газа ЗАО «Ванкорнефть» по объекту «Газопровод Ванкор-Хальмерпаютинское от
ЦПС Ванкорского месторождения ОАО «НК «Роснефть» до межпромыслового газопровода ООО «Лукойл-Западная Сибирь». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 08 августа 2014 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности установки тока ± 3 мкА, диапазон задания количества импульсов в пачке канала “N” от 10 до 5 • 108 импульсов, пределы допускаемой абсолютной погрешности задания количества импульсов в пачке ± 2 имп.;
- 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;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2, диапазон измерений температуры от 0 оС до плюс 55 °С, цена деления шкалы 0,1 °С, погрешность ± 0,2 оС по ТУ25-2021.003-88 и ГОСТ 28498-90.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Объемный расход и объем природного газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества газа по объекту «Газопровод Ванкор-Хальмерпаютинское от ЦПС Ванкорского месторождения ОАО «НК «Роснефть» до межпромыслового газопровода ООО «Лукойл-Западная Сибирь», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/50013-14, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2014.17964
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества газа ЗАО «Ванкорнефть» по объекту «Газопровод Ванкор-Хальмерпаютинское от ЦПС Ванкорского месторождения ОАО «НК «Роснефть» до межпромыслового газопровода ООО «Лукойл-Западная Сибирь»
1. ГОСТ Р 8.618-2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа
2. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства
измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
3 Техническая документация ООО «ИМС Индастриз»
Рекомендации к применению
Осуществление торговли
