Назначение
Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции (далее - СИКГ на выходе КС в МГ) предназначена для измерения, регистрации, обработки, контроля, хранения и индикации объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63 на основе измерений давления, температуры, компонентного состава согласно ГОСТ 31371.7-2008; формирования сигналов управления и регулирования, передачи значений параметров технологического процесса; приема и обработки, формирования выходных дискретных сигналов; выполнения функций сигнализации по установленным пределам при учетно-расчетных операциях между потребителем и поставщиком.
Описание
Принцип действия СИКГ на выходе КС в МГ заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи контроллера измерительного FloBoss S600+ (рабочий и резервный) (Госреестр №38623-11) (далее - контроллер FloBoss S600+) входных сигналов, поступающих от счетчиков газа ультразвуковых Flowsic 600 (Госреестр №43981-11), преобразователей абсолютного давления измерительных Cerabar S PMP71 (Госреестр №41560-09), термопреобразователей сопротивления платиновых TR61 (Госреестр №49519-12) совместно с преобразователями измерительными серии iTEMP TMT182 (Госреестр №39840-08). Тем самым, СИКГ на выходе КС в МГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров потока газа: объемный расход (объем) при рабочих условиях, абсолютное давление, температура.
Вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр №43506-09) (далее - вычислитель АКОНТ) измеряет и преобразует входные сигналы, поступающие от хроматографа газового промышленного специализированного MicroSam (Госреестр №46586-11), анализатора точки росы Hygrovision-BL (Госреестр №44263-10), преобразователя плотности газа измерительного модели 3098 (Госреестр №15781-06), анализатора влажности модели 3050-OLV (Госреестр №35147-07) и передает вычисленные параметры газа (плотность, динамическую вязкость, показатель адиабаты, коэффициент сжимаемости в соответствии с ГСССД МР 113-03) в контроллер FloBoss S600+. Далее контроллер FloBoss S600+ автоматически выполняет расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления, температуры газа и рассчитанных физические свойств газа.
СИКГ на выходе КС в МГ состоит из измерительных каналов (далее - ИК), операторских станций управления. Для решения задач управления технологическим процессом используются контроллер FloBoss S600+, вычислитель АКОНТ, вычислитель расхода жидкости и газа модели 7951 (Госреестр №15645-06) и контроллер Simatic S7-300 (Госреестр №15772-11).
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ на выходе КС в МГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных тока и напряжения с гальванической развязкой KFD2-STC4-Ex1.20 (Госреестр №22153-08).
СИКГ на выходе КС в МГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ на выходе КС в МГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ на выходе КС в МГ и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКГ на выходе КС в МГ входят:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ), включающий в себя:
- рабочую измерительную линию Ду 150 (далее - ИЛ №1);
- контрольно-резервную измерительную линию Ду 150 (далее - ИЛ №2);
- трубопровод для последовательного подключения ИЛ для сличения показаний счетчиков газа ультразвуковых Flowsic 600;
- блок измерений показателей качества (далее - БИК), включающий в себя:
- анализаторы влажности модели 3050-OLV (рабочий, резервный);
- преобразователь плотности газа измерительный модели 3098;
- анализаторы точки росы Hygrovision-BL (рабочий, резервный);
- хроматограф газовый промышленный специализированный MicroSam в соответствии с ГОСТ 31371.7-2008;
- систему ручного отбора пробы;
- система сбора и обработки информации (далее - СОИ).
СИКГ на выходе КС в МГ размещена в двух отдельных блок-боксах, каждый из которых оснащен системами обогрева, контроля температуры, естественной вентиляции, внутреннего и наружного освещения, пожарной сигнализации и охранной сигнализации.
Состав и технологическая схема СИКГ на выходе КС в МГ обеспечивают выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме мгновенных значений объемного расхода (объема) газа при рабочих условиях по каждой ИЛ и СИКГ на выходе КС в МГ в целом, их индикацию и сигнализацию предельных значений;
- приведение мгновенных значений объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям измерений по каждой измерительной линии и СИКГ на выходе КС в МГ в целом с учетом параметров качества газа, их индикацию и сигнализацию предельных значений;
- измерение в автоматическом режиме, индикацию и сигнализацию предельных значений давления и температуры газа на каждой ИЛ;
- автоматическое измерение, вычисление и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях;
- автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа, их архивирование и хранение;
- автоматическую запись компонентного состава, плотности и коэффициента сжимаемости газа в вычислитель АКОНТ;
- автоматическое измерение и индикацию температуры точки росы по углеводородам, влажности и относительной плотности газа;
- дистанционный контроль и автоматическое управление исполнительными механизмами;
- автоматизированное сличение показаний рабочего счетчика расходомера ультразвукового Flowsic 600 по контрольно-резервному;
- защита системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа);
- хранение и отображение на автоматизированном рабочем месте оператора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;
- возможность передачи данных на верхний уровень.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКГ на выходе КС в МГ (контроллера FloBoss S600+, вычислителя АКОНТ) обеспечивает реализацию функций СИКГ на выходе КС в МГ. Защита ПО СИКГ на выходе КС в МГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО СИКНП 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 на выходе КС в МГ | Linux Binary.app | 06.09с | _ | CRC-16 |
| 06.09d | _ |
| 06.09e | 0259 |
| CExpApp.out | 3.5 | 719427084 | CRC-32 |
ПО СИКГ на выходе КС в МГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий.
Защита ПО СИКГ на выходе КС в МГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «C» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКГ на выходе КС в МГ приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2
| Наименование | СИКГ на выходе КС в МГ |
| Рабочая среда | Свободный нефтяной газ |
| Диапазоны измерения входных параметров для ИЛ №1 и ИЛ №2: - объемного расхода в рабочих условиях, м3/ч - объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, м3/ч - избыточного давления, МПа - температуры, °С | от 32 до 2500 от 2216,85 до 283272 от 6 до 8,6 от 35 до 40 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ на выходе КС в МГ при вычислении объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 0,02 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКГ на выходе КС в МГ при измерении объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % | ± 1,5 |
| У словия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - в месте установки средств измерений - в месте установки СОИ | от 18 до 30 от 15 до 30 |
| Наименование | СИКГ на выходе КС в МГ |
| - относительная влажность, % | от 30 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 |
| Частота источника переменного тока 380 В, Гц | 50 ± 1 |
| Потребляемая мощность, кВ •А, не более | 20 |
| Габаритные размеры, мм, длина*ширина*высота: | |
| - блок-бокса БИЛ | 9135x4500x2650 |
| - блок-бокса БИК | 6550x2400x2650 |
| - щита контроля и управления | 800x800x2100 |
| Масса, кг, не более | |
| - блок-бокса БИЛ | 17000 |
| - блок-бокса БИК | 6000 |
| - щита контроля и управления | 500 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Таблица 3
| Метрологические характеристики ИК СИКГ на выходе КС в МГ | Метрологические характеристики измерительных компонентов ИК СИКГ на выходе КС в МГ |
| Первичный измерительный преобразователь | Промежуточный измерительный преобразователь | Вычислитель, измерительный модуль ввода/вывода аналоговых сигналов |
| Наименование ИК СИКГ на выходе КС в МГ | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой погрешности | Тип | Диапазон выходного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | Тип | Диапазон выходного сигнала | Диапазон входного сигнала | Пределы допускаемой погрешности |
| основной | в рабочих условиях | основной | дополнительной | основной | в рабочих условиях |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| ИК температуры | -30.50°С | ±0,35 °C | ±0,35 °C | TR61 | Pt100 | ±(0,1+ 0,0017| t1) °C | _ | KFD2-STC4-Ex1.20 | 4.20 мА | Контроллер FloBoss S600+ |
| 4.20 мА | ±0,2 % от диапазона преобразования* | ±0,2 % от диапазона преобразования * |
| iTEMP TMT182 | 4.20 мА | ±0,2°С | ±(0,0015 % (от диапазона измерений) + 0,005 % (от интервала измерений)). °С |
окончание таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| ИК давления | 0.10 МПа | ±0,25 % диапазона измерений | ±0,25 % диапазона измерений | Cerabar S PMP71 | 4.20 мА | ±0,075 % диапазона измерений | ±(0,2 х TD**+ 0,015) % (от минус 10 до 60°С) | KFD2-STC4-Ex1.20 | 4.20 мА | Контроллер FloBoss S600+ |
| 4.20 мА | ±0,2 % от диапазона преобразования * | ±0,2 % от диапазона преобразования * |
| ИК объемного расхода (объема) | 32. 80 м3/ч | ±1 % измеряемой величины | Flowsic 600 | импульс ный | ±0,5 % измеряемой величины | _ | _ | _ | Контроллер FloBoss S600+ |
| импульсный | ±1 импульс на 10000 импульсов |
| 80. 2500 м3/ч | ±0,5 % измеряемой величины |
Примечания
1. Средства измерений, входящие в состав СИКГ на выходе КС в МГ, обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10-99 «искробезопасная электрическая цепь» уровня
«ib».
2. Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытание в целях утверждения типа с аналогичными метрологическими и техническими характеристиками.
3. * Значения пределов допускаемой погрешности контроллера FloBoss S600+ нормированы с учетом пределов допускаемой погрешности промежуточного преобразовате-
ля.
4. ** TD - коэффициент перенастройки диапазона.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции, зав. №1401-12/1402-12. В комплект поставки входят: контроллер измерительный FloBoss S600+, вычислителя расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ», вычислитель расхода жидкости и газа модели 7951, контроллер Simatic S7-300, преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К, первичные измерительные преобразователи, операторские станций управления, устройства распределенного ввода-вывода, кабельные линии связи, сетевое оборудование, монтажные комплектующие, шкафы, пульты | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции. Паспорт | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции. Руководство по эксплуатации | 1 экз. |
| МП 2-30151-2013. Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции. Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 2-30151-2013 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 23 августа 2013 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;
- 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 импульсных сигналов от 0 до 9999999.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный трубопровод (СИКГ на выходе КС в МГ) Южно-Приобской компрессорной станции», регистрационный код ФР.1.29.2013.14216 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
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 31370-2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб».
4. ГОСТ 31371.7-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов».
5. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
6. ГОСТ Р 8.733-2011 «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.
