| Номер в госреестре | 70955-18 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения |
| Изготовитель | ООО "Автоматизация-Метрология-Эксперт", г.Уфа |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 2 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - СНГ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.
Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке входных сигналов, поступающих от преобразователей объемного расхода (объема), абсолютного давления и температуры. При помощи системы обработки информации (далее -СОИ) автоматически рассчитывается коэффициент сжимаемости СНГ и плотность СНГ при стандартных условиях в соответствии с ГСССД МР 113-03. Далее автоматически выполняется расчет объемного расхода (объема) СНГ, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63 на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления, температуры СНГ и рассчитанного коэффициента сжимаемости СНГ.
СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКГ входят 8 измерительных линий (далее - ИЛ), объединенных общим ИВК:
- ИЛ узла учета СНГ на компрессорную станцию ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения (далее - УУ СНГ на КС). Номинальный диаметр DN250;
- ИЛ узла учета СНГ на факел высокого давления ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения (далее - УУ СНГ на ФВД). Номинальный диаметр DN300;
- ИЛ узла учета СНГ на факел низкого давления ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения (далее - УУ СНГ на ФНД). Номинальный диаметр DN400;
- ИЛ узла учета СНГ на котельную ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения (далее - УУ СНГ на котельную):
- Рабочая линия, номинальный диаметр DN80;
- Резервная линия, номинальный диаметр DN40;
- ИЛ узла учета СНГ на печи ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения (далее - УУ СНГ на печи):
- Измерительная линия №1, номинальный диаметр DN40;
- Измерительная линия №2, номинальный диаметр DN40;
- ИЛ узла учета СНГ на линию дежурного горения факельных систем (далее - УУ СНГ на ФС). Номинальный диаметр DN40.
В состав УУ СНГ на КС входят следующие средства измерений: расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100 (регистрационный № 43980-10), датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (регистрационный № 32460-06).
В состав УУ СНГ на ФВД входят следующие средства измерений: расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100 (регистрационный № 43980-10), датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (регистрационный № 32460-06).
В состав УУ СНГ на ФНД входят следующие средства измерений: расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100 (регистрационный № 43980-10), датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13).
В состав рабочей линии УУ СНГ на котельную входят следующие средства измерений: расходомер вихревой Prowirl (регистрационный № 15202-14), датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (регистрационный № 32460-06).
В состав резервной линии УУ СНГ на котельную входят следующие средства измерений: расходомер вихревой Prowirl (регистрационный № 15202-14), датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (регистрационный № 32460-06).
В состав УУ СНГ на печи ИЛ №1 входят следующие средства измерений: расходомер вихревой Prowirl (регистрационный № 15202-14), датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (регистрационный № 32460-06).
В состав УУ СНГ на печи ИЛ №2 входят следующие средства измерений: расходомер вихревой Prowirl (регистрационный № 15202-14), датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (регистрационный № 32460-06).
В состав УУ СНГ на ФС входят следующие средства измерений: расходомер вихревой Prowirl (регистрационный № 15202-14), датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (регистрационный № 32460-06).
В состав СОИ входит комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-15).
Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение и индикацию объема и объемного расхода СНГ при рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939;
- формирование отчетов, архивирование, хранение и отображение на операторной станции измеренных и расчетных значений измеряемых параметров;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами;
- ввод компонентного состава газа в комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») по результатам лабораторных анализов;
- определение точки росы переносным анализатором.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ базируется на программном обеспечении комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»). Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации:
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | RateGaz.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.3.2.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | C5E59EF0 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКГ
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазоны измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч: | |
| УУ СНГ на КС | от 22222 до 99347 |
| УУ СНГ на ФВД | от 22140 до 99347 |
| УУ СНГ на ФНД | от 7611 до 99916 |
| УУ СНГ на котельную. Рабочая ИЛ | от 146 до 19978 |
| УУ СНГ на котельную. Резервная ИЛ | от 48 до 6229 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №1 | от 38 до 6229 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №2 | от 39 до 6229 |
| УУ СНГ на ФС | от 31 до 2178 |
| Диапазоны измерений объемного расхода газа в рабочих условиях, м3/ч: | |
| УУ СНГ на КС | от 7500 до 10000 |
| УУ СНГ на ФВД | от 7000 до 10000 |
| УУ СНГ на ФНД | от 5500 до 39000 |
| УУ СНГ на котельную. Рабочая ИЛ | от 54 до 2011 |
| УУ СНГ на котельную. Резервная ИЛ | от 17,5 до 627 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №1 | от 14 до 627 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №2 | от 14 до 627 |
| УУ СНГ на ФС | от 32,1 до 516 |
| Диапазоны измерений абсолютного давления газа, МПа | |
| УУ СНГ на КС | от 0,3 до 0,9 |
| УУ СНГ на ФВД | от 0,32 до 0,9 |
| УУ СНГ на ФНД | от 0,14 до 0,24 |
| УУ СНГ на котельную. Рабочая ИЛ | от 0,27 до 0,9 |
| УУ СНГ на котельную. Резервная ИЛ | от 0,27 до 0,9 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №1 | от 0,27 до 0,9 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №2 | от 0,28 до 0,9 |
| УУ СНГ на ФС | от 0,1 до 0,4 |
| Диапазоны измерений температуры газа, °С | |
| УУ СНГ на КС | от 0 до +22 |
| УУ СНГ на ФВД | от 0 до +22 |
| УУ СНГ на ФНД | от 0 до +20 |
| УУ СНГ на котельную. Рабочая ИЛ | от 0 до +18 |
| УУ СНГ на котельную. Резервная ИЛ | от 0 до +18 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №1 | от 0 до +20 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №2 | от 0 до +20 |
| УУ СНГ на ФС | от +5 до +30 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, %: | |
| УУ СНГ на КС | ±2,0 |
| УУ СНГ на ФВД | ±2,0 |
| УУ СНГ на ФНД | ±2,0 |
| УУ СНГ на котельную. Рабочая ИЛ | ±2,5 |
| УУ СНГ на котельную. Резервная ИЛ | ±2,5 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №1 | ±2,5 |
| УУ СНГ на печи. ИЛ №2 | ±2,5 |
| УУ СНГ на ФС | ±2,5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | свободный нефтяной газ |
| Количество измерительных линий | 8 |
| Режим работы | непрерывный |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - температура поддерживаемая в операторной °С - относительная влажность окружающей среды, % - атмосферное давление, кПа | от +15 до +36 от +18 до +25 от 30 до 80 от 96 до 104 |
| Параметры электропитания: - напряжение питания, В - частота, Гц | 220+23 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 0,5 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения, заводской номер № 01 | - | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации. | ННГ.013.00.00.00.000 РЭ | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 0538-13-2016 | 1 шт. |
осуществляется по документу МП 0538-13-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 14 декабря 2016 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКГ;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 25895-09), диапазон воспроизведения токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ±0,015 % от показания ±2 мкА;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 303-91), диапазон измерений от 0 до плюс 55 °С, цена деления 0,1 °С;
- барометр-анероид БАММ-1, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76), диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления шкалы 100 Па;
- гигрометр психрометрический ВИТ, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 9364-08), диапазон измерений относительной влажности от 30 до 80 %, цена деления термометров 0,5 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКГ.
«Инструкция. ГСИ. Методика измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения», свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/185013-16. Регистрационный код ФР.1.29.2017.25566.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Вынгапуровского месторождения
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа.
ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
Приказ Минэнерго РФ № 179 от 15.03.2016 «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».
