Система измерений количества и показателей качества газа на объекте участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (СИКГ №1) Обозначение отсутствует, 88779-23

Назначение

Система измерений количества и показателей качества газа на объекте участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (СИКГ №1) изготовленная ЗАО НИЦ «Инкомсистем», г. Казань (далее - система измерений) предназначена для автоматического измерения расхода и количества газа горючего природного подготовленного до требований СТО Газпром 089-2010 (далее - газ), приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, определения показателей качества газа на УКПГ-31 участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного 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. Передача информации от ультразвукового преобразователя расхода осуществляется по цифровому протоколу передачи информации. Передача информации от преобразователей давления и температуры по каналу 4-20 мА. По полученным измерительным сигналам вычислитель 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.

Система измерений обеспечивает выполнение следующих функций:

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

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

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

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

-    автоматическую сигнализацию при достижении предельных значений содержания компонент;

-    архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа в течение

года;

-    автоматическую запись компонентного состава по ГОСТ 31371 в вычислители расхода, расчет плотности и коэффициента сжимаемости газа по ГОСТ 30319, 31369 в вычислителе расхода (основном и дублирующем);

-    ручной ввод с применением АРМ компонентного состава газа в вычислители расхода по данным анализов лаборатории;

-    автоматическое измерение, вычисление и индикацию влажности газа, пересчет ее в значения температуры точки росы по воде, приведенной к давлению 3,92 МПа;

-    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 на глубину не менее 35 суток;

-    индикация температуры и давления газа по месту;

-    контроль метрологических характеристик рабочего преобразователя расхода по рабоче-резервному с формированием протокола;

-    ручной отбор точечной пробы газа по ГОСТ 31370;

-    дистанционный контроль положения и автоматическое управление исполнительными механизмами;

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

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

-    ведение журнала оператора, формирование актов приема-сдачи газа;

-    распечатка отчетов вычислителя, журналов аварий и вмешательств в вычислитель, протокол показателей качества газа;

-    возможность передачи на верхний уровень по Ethernet следующих параметров:

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

-    объем газа, приведенный к стандартным условиям, за час по каждому ИТ и системе измерений в целом (м3);

-    объем газа, приведенный к стандартным условиям, 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 показателях и параметрах качества газа, введенных в вычислитель (плотность газа, компонентный состав газа, энергосодержание);

-    текущая температура точки росы газа по влаге в рабочих условиях и приведённая к давлению 3,92 МПа, температура точки росы по углеводородам в рабочих условиях.

В состав системы измерений входят:

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

-    блок контроля качества (далее - БКК) (DN6);

-    система обработки информации (далее - СОИ);

Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода газа, температуры газа, давления газа, а также устройства обработки информации и вспомогательных компонентов. В состав системы измерений входят следующие средства измерений: преобразователь расхода газа ультразвуковой SeniorSonic с электронным модулем серии Mark (рег.№ 43212-09), преобразователь давления измерительный 3051ТА (рег.№ 14061-10), преобразователь измерительный 3144P (рег.№ 14683-09), термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (рег.№ 22257-11), контроллер измерительный FloBoss S600+ (рег.№ 64224-16), анализатор влажности 3050 модели 3050-OLV (рег.№ 35147-07), анализатор температуры точки росы по углеводородам модель 241CE II (рег.№ 20443-11), хроматограф газовый промышленный специализированный MicroSAM (рег.№ 46586-11), манометр показывающий для точных измерений МПТИ (рег.№ 26803-11), термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №1 (рег.№ 303-91), преобразователь измерительный тока и напряжения с гальванической развязкой (барьер искрозащиты) серии К модель KFD2-STC4-Ex1.20 (рег.№ 22153-08).

Алгоритмы вычислений системой измерений реализованы в программном обеспечении контроллера измерительного FloBoss S600+ и предназначены для:

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

-    контроля нарушения предупредительных границ, аварийных значений и уставок;

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

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

-    индикации на экране и звуковой сигнализации выхода параметров за технологические предупредительные и аварийные пределы, сигнализацию аварий;

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

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

-    разграничения доступа пользователей по паролю;

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

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

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

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

-    формирования и печати отчетов по измерительным трубопроводам;

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

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

-    сохранности данных при обесточивании сети питания;

-    передачи информации на верхний уровень по согласованным протоколам обмена;

-    корректировки показаний УЗПР от воздействия температуры и давления.

Пересчет из содержания водяных паров в значение температуры точки росы по

воде (а также приведение к давлению 3,92 МПа) осуществляется с помощью аттестованного программного обеспечения Зилант-5 (свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения №71013-17), реализованного в комплексе вычислительном на базе DeltaV.

Пломбировка элементов СИКГ проводится в соответствии с их эксплуатационной документацией. Заводской номер СИКГ нанесен на маркировочную табличку, размещенную перед входом в блок-бокс СИКГ.

Программное обеспечение

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.

Метрологические характеристики системы измерений нормированы с учетом влияния ПО.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014

Технические характеристики

Метрологические характеристики представлены в таблице 2, основные технические характеристики представлены в таблице 3.

аблица 2 - Метрологические характеристики СИКГ

Таблица 3 - Основные технические характеристики СИКГ

Комплектность

Комплектность СИКГ представлена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность СИКГ

Сведения о методах измерений

Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества газа на объекте «Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на полное развитие с выделением пускового комплекса (20 скважин). Пусковой комплекс. Система измерений количества и показателей качества газа СИКГ №1». С изменениями №1, №2, 3. ФР.1.29.2021.38929

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».