Назначение
Система измерений количества и показателей качества природного газа Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (далее - система измерений), предназначена для коммерческого учета и измерения показателей качества природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут», и коммерческого учета природного газа, отбираемого из газопровода внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут» для пуско-наладочных работ и первого пуска ДКС «Комсомольская».
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
Система измерений конструктивно состоит из трех отдельных блоков:
- блок коммерческого учета природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут», в составе трех измерительных линий;
- блок коммерческого учета природного газа, отбираемого из газопровода внеш
н его транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут» для пуско-наладочных работ и первого пуска ДКС «Комсомольская», в составе двух измерительных линий;
- блок измерения показателей качества природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут», в составе двух измерительных линий;
Дополнительно система измерений оснащена блоком оперативного учета природного газа, сбрасываемого на свечу, состоящим из одной измерительной линии.
Измерительные каналы системы измерений:
- измерительные каналы объемного расхода газа: счетчик газа ультразвуковой
FLOWSIC 600 - линия связи - вычислитель;
- измерительные каналы абсолютного давления: преобразователь абсолютного
д авления измерительный EJX 510A фирмы «Yokogawa» - линия связи - вычислитель;
- измерительные каналы температуры газа: термопреобразователь с унифициро
в анным выходным сигналом ТСПУ Метран-276МП - линия связи - вычислитель;
- информационно измерительные каналы показателей качества газа, включающие
в себя средства измерений (далее - СИ) компонентного состава природного газа и его влагосодержания и плотности.
Вычислительное устройство системы измерений:
- в качестве вычислительного устройства применяется контроллер измерительный FloBoss S600 с программным обеспечением изготовителя.
Программное обеспечение (далее - ПО) системы измерений в котором задачи вычисления, информационного обмена, контроля и управления технологическим процессом и оборудованием решаются на следующих уровнях иерархии:
- уровень первичных преобразователей - уровень измерения значений парамет
ров и исполнения команд управления.
- уровень контроллеров - уровень сбора (накопления), обработки поступающих
с игналов, математических вычислений, основанных на сертифицированных методиках, а также формирования управляющих воздействий для управления исполнительными механизмами;
- уровень серверов и рабочих станций - уровень контроля, управления, админист
р ирования и наблюдения (сервера, автоматизированные рабочие места операторов);
- уровень передачи данных - коммутация компонентов системы, коммутация
производится между различными уровнями (межуровневая) и внутри уровня.
Уровень первичных преобразователей реализован на базе прошедших сертификацию и имеющих действующие свидетельства об утверждении типа серийно выпускаемых средствах измерений. Сведения о ПО первичных преобразователей указаны в соответствующей технической документации на первичные СИ.
Программное обеспечение уровня иерархии контроллеров базируется на ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 и предназначено для:
- преобразования измеренных выходных сигналов первичных преобразователей
расхода, давления, температуры;
- вычисления объемного расхода по нескольким измерительным линиям индиви
д уально и по группам измерительных линий, приведения объемного расхода и объема природного газа в рабочих условиях, в объемный расход и объем газа при стандартных условиях;
- проведения порогового контроля и обработки (усреднение и нормировка) ре
з ультатов анализа компонентного состава природного газа, передаваемых от потокового хроматографа для расчета физико-химических показателей;
- вычисления физико-химических показателей (коэффициента сжимаемости, вяз
к ости, плотности, показателя адиабаты, теплоты сгорания, числа Воббе и других) природного газа;
- архивирование измеренных и вычисленных параметров в архивных базах дан
н ых, а так же ведение журналов событий и аварий;
- управление и обмен данными с подчиненными устройствами по цифровым ка
налам связи и передачу информации в системы более высокого уровня по имеющимся интерфейсам связи.
Идентификация программного обеспечения уровня контроллеров может быть осуществлена по конфигурационному файлу для операционной системы
Уровень передачи данных и уровень серверов и рабочих станций не содержит метрологически значимых частей ПО. Назначение и характеристики этих уровней иерархии описаны в соответствующих разделах проектной документации на систему измерений.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения уровня контроллеров
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений (по МИ 3286-2010) |
| Конфигурационный файл для операционной системы контроллера модели FloBoss S600: | | | | | |
| - основной | s600conf.cfg | $ Version : 8 | CAAF | CRC16 | С |
| - резервный | s600conf.cfg | $ Version : 8 | CAAF | CRC16 | С |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики блоков измерительных линий
| Наименование параметров | Значение |
| Блок 1 | Блок 2 |
| Назначение | Коммерческий учет природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут» | Коммерческий учет природного газа, отбираемого из газопровода внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут» для пуско-наладочных работ и первого пуска ДКС «Комсомольская» |
| Количество измерительных линий | три (рабочая, резервная и контрольная) | две (рабочая и резервная) |
| Условный диаметр измерительных линий | DN400 | DN100 |
| Расход газа, м3/ч - в рабочих условиях - приведенный к стандартным условиям | от 1000 до 6000 от 70000 до 306000 | от 50 до 300 от 5800 до 16100 |
| Избыточное давление газа, МПа | от 6,5 до 7,7 | от 6,5 до 7,7 |
| Температура газа, °С | от 19 до 35 | от 19 до 35 |
| 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, % | ± 0,5 ± 1,0 | ± 0,5 ± 1,0 |
| Температура окружающего воздуха для установленных средств измерений, °С | 20 ± 2 | 20 ± 2 |
| Напряжение питания переменного тока, В | 220 ± 44 | 220 ± 44 |
| Частота питания переменного тока, Гц | 50 ± 2 | 50 ± 2 |
| Срок службы, не менее, лет | 20 | 20 |
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики блока измерения качества:
| Наименование параметра | Значение |
| Назначение | Измерение показателей качества природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Г азпром трансгаз Сургут» |
| Количество измерительных линий | две (рабочая и резервная) |
| Избыточное давление газа, МПа | от 6,5 до 7,7 |
| Температура газа, °С | от 19 до 35 |
| Интервал измерений температуры точки росы, °С - по углеводородам - по воде | от -40 до +20 от -40 до +20 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры точки росы, °С - по углеводородам - по воде | ± 1,0 ± 1,0 |
| Наименование параметра | Значение |
| 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 компонента и | -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 ли 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 |
| Срок службы, не менее, лет | 20 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом в левом верхнем углу.
Комплектность
Единичный экземпляр узла измерения газа (системы измерений количества и показателей качества природного газа) Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз».
Методика поверки.
Руководство по эксплуатации.
Поверка
осуществляется по документу МП 48948-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества природного газа Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 20.09.2011.
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 2.7.0 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 узлом измерения газа (системой измерений количества и параметров природного газа) Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №01.002572008/122013-11, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2011.10602.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
