Система измерений количества и показателей качества газа по объекту "Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)" (СИКГ №1), 53701-13

Назначение

Система измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №1), изготовленная ЗАО НИЦ «Инкомсистем», г. Казань (далее - система измерений) предназначена для коммерческого непрерывного автоматического измерения расхода и определения показателей качества газа на УКПГ-31 участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

Описание

Принцип действия системы измерений основан на использовании косвенного метода динамических измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по результатам измерений при рабочих условиях объемного расхода, температуры и давления газа.

Выходные сигналы ультразвукового преобразователя расхода, а также измерительных преобразователей давления и температуры газа поступают в контроллер измерительный (далее - вычислитель) в реальном масштабе времени. По полученным измерительным сигналам вычислитель по заложенному в нем программному обеспечению производит вычисление объемного расхода и объема 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.

Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение следующих функций:

-    измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию объема (объемного расхода) газа при рабочих температуре и давлении и приведенных к стандартным условиям через каждый измерительный трубопровод (далее - ИТ) и систему измерений в целом;

-    измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию абсолютного давления газа на каждом ИТ;

-    измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию температуры газа на каждом ИТ;

-    определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема при стандартных условиях за отдельные периоды (час, смену, сутки, месяц, год);

-    автоматическое измерение, вычисление и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерений компонентного состава;

-    автоматическую сигнализацию предельных значений компонентного состава

газа;

-    автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа;

Лист № 2 Всего листов 7

-    архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа (текущие и усредненные значения);

-    автоматическую запись компонентного состава, плотности и коэффициента сжимаемости газа в вычислители расхода;

-    ввод компонентного состава газа в вычислители расхода по данным анализов химической лаборатории;

-    автоматическое измерение, вычисление и индикацию влажности газа;

-    автоматическое измерение, вычисление и индикацию температуры точки росы по углеводородам;

-    ведение и архивирование журнала событий системы измерений (переключение, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы измерений и ее элементов) и сохранения архива контроллера расхода;

-    визуальный контроль температуры и давления газа по месту;

-    контроль метрологических характеристик рабочего преобразователя расхода по резервному;

-    ручной отбор точечной пробы газа;

-    дистанционный контроль и автоматическое управление исполнительными механизмами;

-    защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;

-    хранение и отображение на АРМ оператора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

-    ведение журнала оператора, актов приема-сдачи газа;

-    распечатка суточных, месячных актов приема-сдачи газа и паспортов качества

газа;

-    обеспечение регистрации и хранения всех текущих значений аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.

-    возможность передачи на верхний уровень по Ethernet следующих параметров:

-    мгновенный расход газа по каждому ИТ и системе измерений в целом (м3/ч);

-    объем газа за час по каждому ИТ и системе измерений в целом (м3);

-    объем газа за сутки по каждому ИТ и системе измерений в целом (м3);

-    текущее абсолютное давление газа по каждому ИТ (МПа);

-    текущая температура газа по каждому ИТ (°С);

-    данные о параметрах качества газа, введенных в измерительный комплекс учета расхода газа (плотность газа, компонентный состав газа, энергосодержание);

-    текущая температура точки росы газа по влаге и углеводородам.

В состав системы измерений входят:

-    блок измерительных трубопроводов (далее - БИТ) (DN600): рабочий и резервный измерительные трубопроводы;

-    блок измерений показателей качества (далее - БИК) (DN 6);

-    блок обработки информации (далее - БОИ);

Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры, давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в состав которых входят следующие средства измерений: преобразователь расхода ультразвуковой SeniorSonic (Госреестр № 43212-09), преобразователь давления измерительный 3051ТА (Госреестр № 14061-10), датчик температуры 3144P (Госреестр № 39539-08), контроллер измерительный FloBoss S600 (Госреестр № 38623-08), анализатор влажности модели 3050-OLV (Госреестр № 35147-07), анализатор температуры точки росы углеводородов модель 241 модификации 241CE (Госреестр № 20443-06), преобразователь плотности газа Solartron 3098 (Госреестр № 15781-06), хроматограф газовый промышленный MicroSAM (Госреестр № 44122-10), вычислитель расхода,

Лист № 3 Всего листов 7

количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр № 43506-09), система измерительно-управляющая Delta V (Госреестр № 16798-08), термометр биметаллический ТМ серии 55 (Госреестр № 15151-08), манометр для точных измерений МПТИ (Госреестр № 26803-06), термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 (Госреестр № 303-91).

Алгоритмы проведения вычислений системой измерений базируются на программном обеспечении контроллера измерительного FloBoss S600 и вычислителя расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов АКОНТ и предназначены для:

-    автоматического сбора и обработки сигналов, поступающих от измерительных преобразователей расхода, давления, температуры, влажности, плотности, состава газа;

-    контроля нарушения предупредительных границ, аварийных значений и уставок;

-    контроля достоверности данных по граничным значениям, скорости изменения;

-    индикации на экранах цветных мониторов автоматизированного рабочего места оператора общих мнемосхем узла замера и входящих в его состав трубопроводов с динамической индикацией выведенных на них контролируемых параметров нормированного расхода в цифровом виде, а также в виде графиков изменения во времени (трендов);

-    автоматического определения объемного расхода и объема газа, прошедшего через систему измерений, приведённых к стандартным условиям, по каждому ИТ;

-    ввода информации от датчиков дискретных сигналов;

-    индикации на экране и звуковой сигнализации выхода параметров за технологические предаварийные и аварийные пределы, сигнализацию аварийных ситуаций;

-    формирования и выдачи данных оперативному персоналу сообщений об аварийных ситуациях, сообщений о нарушениях и других событиях на объекте, сообщений о действиях операторов-технологов;

-    автоматического обнаружения отказов технических и программных средств, нарушений измерительных каналов;

-    разграничения доступа пользователей по паролю;

-    защиты данных, параметров настройки и результатов вычислений от несанкционированного изменения;

-    архивации информации на определенную глубину и распечатки информации на принтере;

-    просмотра архивов печатных документов на экране дисплея и распечатки на принтере;

-    просмотра истории параметров процесса на экране дисплея в виде графиков, распечатки на принтере;

-    фиксации аварийных, нештатных, санкционированных и несанкционированных событий с присвоением метки времени и формирование их признака;

-    формирования и печати отчетов по измерительным трубопроводам, протоколов нештатных и аварийных ситуаций (формы должны быть согласованы с заказчиком);

-    ручного ввода справочных данных, договорных констант, условно-постоянных величин;

-    защиты от несанкционированного изменения справочных данных, договорных констант, условно-постоянных величин;

-    сохранности данных при обесточивании сети питания;

-    передачи информации на более высокий уровень по согласованным протоколам обмена.

Программное обеспечение

(далее - ПО) системы измерений обеспечивает реализацию функций системы измерений. ПО системы измерений разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы измерений. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами.

Защита ПО системы измерений от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации и защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы измерений осуществляется путем отображения на дисплее вычислителя или на мониторе операторской станции управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы измерений представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям. Идентификационные данные приведены в Таблице 1.

ПО системы измерений защищено многоуровневой системой защиты, которая предоставляет доступ только уполномоченным пользователям и одновременно определяет, какие из данных пользователь может вводить или изменять. Каждому пользователю присваивается уровень защищенного доступа и пароль. Доступ к метрологически значимой части ПО системы измерений для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы измерений обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы измерений имеет уровень защиты С согласно МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Рабочая среда

Диапазон измерений объемного расхода газа по рабочему и резервному измерительным трубопроводам, при стандартных условиях, м3/ч

Плотность газа, при стандартных условиях, кг/м3

Диапазон абсолютного давления газа, МПа

Диапазон температуры газа, °С

Диапазон температуры точки росы по влаге, °С

Пределы допускаемой относительной погрешности системы

измерений при измерении объемного расхода (объема) газа,

приведенного к стандартным условиям, %

Условия эксплуатации:

-температура окружающей среды, ° С -относительная влажность, %

-атмосферное давление, кПа Частота источника переменного тока 220 В, Гц Средняя наработка на отказ, ч, не менее Средний срок службы, лет, не менее

Газ осушенный, в соответствии с ОСТ

51.40-93

от 138500 до 1156000

0,758 от 6 до 7,5 от 0 до 15 от минус 24 до минус 30

± 0,8

от 10 до 35 от 30 до 80 от 84 до 106,7 50 ± 1 18000 12

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 по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №1).

Методика поверки.

Руководство по эксплуатации.

Поверка

осуществляется по документу МП 0045-13-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №1). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 15 января 2013 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

-    калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон воспроизведения токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ±0,015% от показания ±2 мкА.

-    калибратор многофункциональный модели MCX-II-R, диапазон частот от 0 до 10000 Гц, погрешность счета импульсов ±1 импульс.

-    термометр ртутный, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С по ГОСТ 28498;

-    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;

-    ПЭВМ с программным обеспечением CONFIG 600.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Расход и объем сухого отбензиненного газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества газа по объекту «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период полного развития с выделением пускового комплекса (20 скважин)» (СИКГ №1), свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/3013-12, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2012.13161.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений

1.    ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

2.    ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

3.    ГОСТ Р 8.618-2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа

4.    Техническая документация ЗАО НИЦ «Инкомсистем»

Лист № 7 Всего листов 7

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.