Назначение
Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа со счётчиками газа ультразвуковыми Flowsic 600 и счетчиками газа КТМ600 РУС технологических объектов сбора и подготовки нефти ПАО «СН-МНГ» (далее - СИКГ) предназначены для измерений объемного расхода и объёма свободного нефтяного газа (далее - газ), потребляемого на собственные технологические и инфраструктурные нужды.
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.
В состав СИКГ входят:
1) измерительный трубопровод с номинальным диаметром 100 мм;
2) измерительный канал (далее - ИК) объёмного расхода и объёма газа, включающий счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 43981-10 (43981-11) или счетчик газа КТМ600 РУС (регистрационные номера 62301-15), который осуществляет измерения объемного расхода газа при рабочих условиях, формирование выходных сигналов и передачу их через интерфейсы связи на измерительно-вычислительный компонент системы;
3) ИК абсолютного давления газа, включающий один из датчиков (преобразователей) давления:
- преобразователь давления измерительный EJX (регистрационные номера 28456-04, 28456-09), модели EJX 510 (для измерений абсолютного давления);
4) ИК температуры газа, включающий один из датчиков (преобразователей) температуры:
- датчик температуры 644 (регистрационный номер 39539-08);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный номер 14683-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный номер 22257-01, 22257-11);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный номер 56381-14).
5) измерительно-вычислительный компонент (далее - ИВК) СИКГ, включающий вычислитель УВП-280 (регистрационные номера 53503-13).
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.
ИВК 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. СИКГ на ВКС ДНС Западно-Усть-Балыкского месторождения | 013.3403 |
| 2. СИКГ на ВКС в районе ДНС-1 Тайлаковского месторождения | 015.2401 |
| 3. СИКГ на ВКС в районе ДНС-2 Тайлаковского месторождения | 015.2402 |
| 4. СИКГ на ВКС Узунского месторождения | 013.2502 |
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 - преобразователь давления измерительный;
ТТ - преобразователь (датчик) температуры измерительный;
FT - приёмо-передающие устройства счетчика газа ультразвукового 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;
- ведение календаря и текущего времени;
- хранение часовых, суточных и минутных архивов для измеренных и вычисленных параметров, а также архива нештатных ситуаций по 10-ти трубопроводам с глубиной не менее 300 суток;
- хранение накопленной информации и работу часов реального времени в течение 5-ти лет при отключении сетевого питания.
Программное обеспечение
В СИКГ применяется программное обеспечение (далее - ПО) вычислителя УВП-280. Уровень зашиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПО вычислителей УВП-280 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.17 | 3.11 | 3.12 |
| Цифровой идентификатор ПО | 46E612D8 | 5E84F2E7 | 66AAF3DB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Класс СИКГ по ГОСТ Р 8.733-2011 | Б |
| Категория СИКГ по ГОСТ Р 8.733-2011 | III | IV |
| Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих условиях, м3/ч | от 75,7 до 1600 | от 50 до 1148 |
| Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч | от 1000 до 14500 | от 44 до 1000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода и объёма газа при рабочих условиях, % | ±2,0 |
| 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 2,0 (от 0 до 20,39) |
| 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 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электропитания: - напряжение постоянного тока, В - напряжение от сети переменного тока с частотой (50±1) Гц, В | от 12 до 28,8 от 187 до 242 |
| Рабочие условия измеряемой среды: - температура, °С - плотность при стандартных условиях, кг/м3 - абсолютное давление, МПа Рабочие условия окружающей среды: - температура, °C: - для ИК - для ИВК - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более | от +20 до +65 от 1,00 до 1,89 от 0,102 до 1,100 от -55 до +34* от -20 до +50 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.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа со счётчиками газа ультразвуковыми Flowsic 600 и счетчиками газа КТМ600 РУС технологических объектов сбора и подготовки нефти ПАО «СН-МНГ» (заводские №№ 013.3403, 015.2401, 015.2402, 013.2502) | - | 4 шт. |
| Комплект эксплуатационной документации | - | 1 компл. |
| Методика измерений | МТТКЛ 0435 М | 1 экз. |
| Методика поверки | МТТКЛ 0244 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МЦКЛ.0244.МП «Инструкция. ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа со счётчиками газа ультразвуковыми Flowsic 600 и счетчиками газа КТМ600 РУС технологических объектах сбора и подготовки нефти ПАО «СН-МНГ». Методика поверки», утвержденному ЗАО КИП «МЦЭ» 13.01.2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон силы постоянного тока 1 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.0435.М-2019 «ГСИ. Объемный расход и объем свободного нефтяного газа, приведённые к стандартным условиям, подаваемого на ВКС и собственные нужды. Методика измерений для СИКГ технологических объектов сбора и подготовки нефти ОАО «СН-МНГ», оборудованных счётчиками газа ультразвуковыми Flowsic 600 и КТМ600 РУС», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № RA.RU.311313/МИ-136-
2019 от 10.06.2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системам измерений количества и параметров свободного нефтяного газа со счётчиками газа ультразвуковыми Flowsic 600 и счетчиками газа КТМ600 РУС технологических объектах сбора и подготовки нефти ПАО «СН-МНГ»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
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
79343-20: Методика поверки МЦКЛ.0244.МПСкачать6.7 Мб
