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)

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;

- 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 рабочерезервный измерительные трубопроводы;

- блок измерений показателей качества (далее - БИК) (DN6);

- 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 (рег. № 43212-09), преобразователь давления измерительный 3051ТА (рег.№ 1406110), датчик температуры 3144P (рег. № 39539-08), контроллер измерительный FloBoss S600 (рег.      №      38623-08),      анализатор      влажности      модели      3050-OLV

(рег. № 35147-07), анализатор температуры точки росы углеводородов модель 241 модификации 241CE (рег. № 20443-06), преобразователь плотности газа Solartron 3098 (рег. № 15781-06), хроматограф газовый промышленный MicroSAM (рег. № 44122-10), вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (рег. № 43506-09), система измерительно-управляющая Delta V (рег. № 16798-08), термометр биметаллический ТМ серии 55 (рег. № 15151-08), манометр для точных измерений МПТИ (рег. № 26803-06), термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 (рег. № 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

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.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом.

Комплектность

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

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.

Основные средства поверки:

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R (рег. № 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.

- калибратор многофункциональный модели MCX-II-R (рег. № 21591-01), 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.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится в свидетельство о поверке

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) с изменением №1, свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-20013/162013-17, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2018.28899.

Нормативные документы

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

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

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

Техническая документация ЗАО НИЦ «Инкомсистем»