Назначение
Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа факельных установок технологических объектов сбора и подготовки нефти ПАО «СН-МНГ» (далее -СИКГ) предназначены для измерений объемного расхода и объёма свободного нефтяного газа (далее - газ), поступающего в факельную установку высокого давления, или в факельную установку низкого давления, или в совмещённую факельную установку.
Описание
Принцип действия СИКГ основан на косвенном методе измерений объёмного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по результатам измерений в рабочих условиях объемного расхода, объема, температуры и давления газа, с приведением к стандартным условиям методом «pTZ - пересчета» по ГОСТ 8.611-2013. Данные о компонентном составе газа заносят в измерительно-вычислительный компонент СИКГ из результатов периодического определения компонентного состава газа в испытательной лаборатории при исследовании отобранных проб газа.
СИКГ представляют собой измерительные системы, спроектированные для конкретного технологического объекта сбора и подготовки нефти из компонентов серийного производства, ИС-2 по ГОСТ Р 8.596-2002.
СИКГ состоят из измерительной линии (ИЛ) и шкафа обработки информации (ШОИ).
В состав ИЛ СИКГ входят:
1) измерительный трубопровод с номинальным диаметром 150; 200; 250; 300; 400; 500 мм;
2) измерительный канал (ИК) объёмного расхода и объёма газа, включающий расходомер газа ультразвуковой FLOWSIC 100, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 43980-10 или счетчик газа КТМ100 РУС (регистрационный номер 60932-15), которые осуществляют измерения объемного расхода газа при рабочих условиях, формирование выходных сигналов и передачу их через интерфейсы связи на измерительно-вычислительный компонент системы, находящийся в ШОИ (шкаф обработки информации);
3) ИК абсолютного давления газа, включающий один из датчиков (преобразователей) давления:
- преобразователь давления измерительный EJX (регистрационный номер 28456-09), модели EJX 510 (для измерений абсолютного давления);
- преобразователь (датчик) давления измерительный EJ* (регистрационный номер 59868-15), модификации EJX (серии А) модели 510 (для измерений абсолютного давления) -ШХ510А;
4) ИК температуры газа, включающий один из датчиков (преобразователей) температуры:
- датчик температуры 644 (регистрационный номер 39539-08);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный номер 22257-11), класса допуска А, с преобразователем измерительным 644 (регистрационный номер 14683-09);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный номер 56381-14).
ИК абсолютного давления и температуры газа измеряют и преобразуют текущие значения параметров газа (абсолютное давление и температура) в унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), которые по линиям связи поступают на соответствующий аналоговый вход измерительно-вычислительного компонента СИКГ, где происходит их измерение и преобразование в значение соответствующей физической величины.
В ШОИ находится измерительно-вычислительный компонент СИКГ, включающий блок обработки данных - MCUP расходомера газа ультразвукового FLOWSIC 100, или блок обработки данных МЦУ счетчика газа КТМ100 РУС.
Измерительно-вычислительный компонент СИКГ производит обработку поступивших сигналов, вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям, хранение измеренных и вычисленных значений, формирование цифрового выходного сигнала и вывода измеренных значений на его дисплей.
Перечень СИКГ, заводских номеров и технологических объектов сбора и подготовки нефти ПАО «СН-МНГ», на которых расположены СИКГ, приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень наименований СИКГ и их заводских номеров
| Наименование СИКГ | Заводской номер |
| 1 | 2 |
| 1 ППиСН Аганского месторождения. ФВД | 012.5101 |
| 2 ППиСН Аганского месторождения. ФНД | 012.5102 |
| 3 ППиСН Ватинского месторождения. с 1 ступени сепарации на ФВД | 012.5203 |
| 4 ДНС-3 Аганского месторождения. ФВД | 012.5403 |
| 5 ДНС-2 Тайлаковского месторождения. ФВД | 015.5403 |
| 6 ДНС-2 Тайлаковского месторождения. ФНД | 015.5404 |
| 7 ДНС-1 Северо-Ореховского месторождения. ФВД | 017.5401 |
| 8 ДНС-2 Северо-Ореховского месторождения. ФВД (2 очередь) | 017.5403 |
| 9 ДНС-2 Северо-Ореховского месторождения. ФНД (2 очередь) | 017.5404 |
Структурная схема СИКГ представлена на рисунке 1.
Схема пломбировки средств измерений из состава СИКГ в соответствии с их эксплуатационной документацией и/или в соответствии с МИ 3002-2006.
Рисунок 1 - Структурная схема СИКГ
PT - датчик абсолютного давления газа;
ТТ - измерительный преобразователь температуры газа;
FT - приёмо-передающие устройства ультразвукового расходомера или счётчика газа.
СИКГ осуществляет выполнение следующих основных функций:
- измерение объемного расхода и объема газа при рабочих условиях;
- измерение температуры и абсолютного давления газа;
- вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям;
- индикацию, регистрацию, хранение текущих, средних и интегральных значений измеряемых параметров;
- диагностику работоспособности измерительных компонентов;
- управление работой системы;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- формирование, архивирование и печать отчетов о результатах измерений и по учету газа, протоколов контроля метрологических характеристик; формирование и выдача отчетов системы;
- учет, формирование журнала, архивирование и печать событий системы.
Программное обеспечение
В СИКГ применяется программное обеспечение (ПО) блока обработки данных MCUP расходомера газа ультразвукового FLOWSIC 100 или блока обработки данных МЦУ счетчика газа КТМ100 РУС.
Конфигурационные параметры, значения условно-постоянных величин, параметры хранения измеренной информации и другие метрологически значимые параметры определяемые, изменяемые, передаваемые в процессе эксплуатации защищены многоуровневой системой паролей доступа с обязательным протоколированием всех вмешательств. Целостность метрологически значимого ПО, не относящегося к области кода, определяется по журналам событий и состояниям специально выделенных параметров конфигурации, предназначенных для целей проверки целостности ПО.
Уровень зашиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного обеспечения (ПО) | для блока обработки данных MCUP | для блока обработки данных МЦУ |
| Идентификационное наименование ПО | MCUP | MCUP | MCUK |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 01.хх.хх* | 01.хх.хх* | 11.хх.хх* 21.хх.хх* |
| Цифровой идентификатор ПО | -** | -** | -** |
| где х принимает значения от 0 до 9. *- Действующий номер версии ПО указывается в формуляре СИКГ. ** - Данные недоступны, так как данное ПО не может быть модифицировано, загружено или прочитано через какой-либо интерфейс после опломбирования |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Класс СИКГ по ГОСТ Р 8.733-2011 | В |
| Категория СИКГ по ГОСТ Р 8.733-2011 | II | III | IV |
| Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих условиях, м3/ч | от 6912 до 136321 | от 346 до 27264 | от 10 до 1363 |
| Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч | от 20000 до 100000 | от 1000 до 20000 | от 20 до 1000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода и объёма газа при рабочих условиях, % | ±3,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5,0 |
| Диапазон измерений абсолютного давления газа, МПа (кгс/см2) | от 0 до 0,25 (от 0 до 2,549) |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности ИК абсолютного давления газа, % | ±1,0 |
| Диапазон измерений температуры газа, °С | от 0 до +100 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИК температуры газа, °С | ±0,4 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электропитания от сети переменного тока: - напряжение, В - частота, Гц | от 187 до 242 от 49 до 51 |
| Рабочие условия измеряемой среды: - температура, °С - плотность при стандартных условиях, кг/м3 - избыточное давление, МПа Рабочие условия окружающей среды: - температура, °C: - для ИЛ - для ШОИ - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более | от 0 до +60 от 0,71 до 1,99 от 0,001 до 0,135 от -55 до +34* от +10 до +45 от 89 до 106,7 95 |
| Режим измерений | непрерывный |
| * - Для измерительных преобразователей, входящих в состав системы, диапазон температуры окружающей среды от плюс 10 до плюс 34 °C, что обеспечивается размещением их в термочехлах |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляр СИКГ типографским способом, а также на корпус системы фотохимическим или иным способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа факельной установки технологического объекта сбора и подготовки нефти ПАО «СН-МНГ» (заводские №№ 012.5101, 012.5102, 012.5203, 012.5403, 015.5403, 015.5404, 017.5401, 017.5403, 017.5404) | - | 9 шт. |
| Комплект эксплуатационной документации | - | 1 компл. |
| Методика измерений | МЦКЛ.0398.М-2018 | 1 экз. |
| Методика поверки | МЦКЛ 0243 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МЦКЛ.0243.МП «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа факельных установок технологических объектов сбора и подготовки нефти ПАО «СН-МНГ». Методика поверки», утвержденному ЗАО КИП «МЦЭ» 28.11.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон силы постоянного тока 1-го разряда в соответствии с ГПС, утвержденной приказом Росстандарта от 01.10.2018 г. № 2091 - калибратор тока UPS-III, (регистрационный номер 60810-15), с диапазоном воспроизведения, измерения силы постоянного тока от 0 до 24 мА и пределом допускаемой основной приведенной погрешности воспроизведения, измерения силы постоянного тока, % от диапазона - ±0,01+2мкА;
- другие эталонные СИ и вспомогательное оборудование в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКГ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на бланк свидетельства о поверке и на пломбы средств измерений из состава СИКГ в соответствии с их эксплуатационной документацией и/или в соответствии с МИ 3002-2006.
Сведения о методах измерений
приведены в документе МЦКЛ.0398.М-2018 «ГСИ. Методика (метод) измерений. Объемный расход и объем газа приведенные к стандартным условиям. Методика измерений для СИКГ факельных установок технологических объектов сбора и подготовки нефти ОАО «СН-МНГ», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № КЛ.Яи.311313/МИ-123-2018 от
26.12.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системам измерений количества и параметров свободного нефтяного газа факельных установок технологических объектов сбора и подготовки нефти ПАО «СН-МНГ»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
77876-20: Методика поверки МЦКЛ.0243.МПСкачать6.4 Мб