Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на "Юганскнефтегаз-Теплонефть" (СИК СОГ)

Назначение

Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ) (далее - система измерений) предназначена для автоматизированного измерения с нормированной точностью объемного расхода и объема сухого отбензиненного газа (далее - газ), приведенных к стандартным условиям.

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 и индикацию мгновенных значений расхода

газа через каждую измерительную линию (далее - ИЛ) и систему измерений в целом;

- приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;

- приведение объема газа к стандартным условиям;

- измерение в автоматическом режиме и индикацию мгновенных значений

давления, температуры газа по каждой ИЛ;

- автоматическую сигнализацию предельных значений расхода, температуры,

давления газа в каждой ИЛ;

- автоматическое измерение (периодичность от 5 до 60 минут) и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерения компонентного состава;

- автоматический контроль достоверности данных хроматографа;

- автоматическая сигнализация предельных значений компонентного состава газа;

- автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа

(от 3 до 50 значений);

- определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема

за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);

- архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа (текущие

и усредненные значения за месяц);

- возможность ввода в вычислители данных компонентного состава, определенных

химико-аналитической лабораторией;

- автоматическое измерение и индикацию влажности газа в единицах ppm и г/м3

(в диапазоне влажности газа от 0,1 до 100 ppm),

- индикацию температуры точки росы по влаге в рабочих условиях и приведенной

к контрактному давлению;

- автоматическое измерение, индикацию температуры точки росы по углеводородам

(в диапазоне от минус 40 до 0°С);

- визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;

- ручной отбор пробы газа из выходного коллектора;

- дистанционный контроль и управление электроприводной запорной арматурой

системы измерений, в том числе переключение рабочей измерительной линии на резервную;

- контроль и сигнализацию протечек на дренажных и факельных линиях;

- автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию наличия пожара в блок-боксе блока измерительных линий (далее - БИЛ) и блока измерений качества (далее - БИК) (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и на операторской станции системы измерений);

- автоматический контроль и светозвуковую сигнализацию 20% и 50% НКПР в блок-боксе БИЛ и БИК (включение светозвуковой сигнализации снаружи блок-бокса и на операторской станции системы измерений);

- автоматическое регулирование температуры в блок-боксе с передачей сигналов на операторскую станцию о включенном состоянии системы электрообогрева блок-бокса и о снижении температуры воздуха в блок-боксе ниже 0 °С.

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

- хранение и отображение на операторской станции измеренных и расчетных

значений контролируемых параметров;

- сохранение накопленных данных и значений коэффициентов, параметров,

вводимых вручную, при отсутствии питания более 2-х часов при авариях в системе;

- возможность передачи данных с операторской станции на верхний уровень

(интерфейс RS-485 по протоколу Modbus, интерфейс Ethernet);

- ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора, актов приема-сдачи газа;

- регистрацию и хранение всех текущих значений аналоговых и дискретных

переменных ввода/вывода в течение 12 месяцев.

Система измерений состоит из измерительных каналов объемного расхода, температуры, давления, устройства обработки информации и вспомогательных компонентов, в состав которых входят следующие средства измерений: счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 36876-08), преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP 71 (Госреестр № 16779-04), преобразователь измерительный TMT 182 (Госреестр № 39840-08), термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (Госреестр № 26239-06), барьер искробезопасности БИА-101 (Госреестр № 32483-09), 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), хроматограф газовый промышленный MicroSam (Госреестр № 27853-04), вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр № 43506-09), контроллер измерительно-вычислительный и управляющий STARDOM (Госреестр № 27611-08).

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:

- измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных значений объема и расхода газа при рабочей температуре и давлении и приведенных к стандартным условиям через каждую ИЛ и систему измерений в целом;

- приведения измеренного объема газа к стандартным условиям измерения;

- определения суммарного объема перекачиваемого газа через систему измерений

в единицах объема за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки);

- измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных

значений давления газа на каждой ИЛ;

- измерения в автоматическом режиме, индикации и сигнализации предельных

значений температуры газа на каждой ИЛ;

- автоматического измерения (периодичность от 5 до 60 минут), вычисления и индикации компонентного состава, вычисления и индикации плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания (высшей и низшей) и числа Воббе (высшего, низшего) газа по результатам измерения компонентного состава;

- автоматической сигнализации предельных значений компонентного состава газа;

- автоматического усреднения результатов анализов компонентного состава газа

(от 3 до 24 значений);

- архивирования и хранения данных анализа компонентного состава газа (текущие

и усредненные значения за месяц);

- автоматического измерения, вычисления и индикации температур точек росы

по влаге и углеводородам, влажности газа;

- визуального контроля температуры и давления газа по месту;

- ручного отбора пробы газа из рабочей и резервной ИЛ;

- дистанционного контроля и управления электроприводной запорной арматурой

системы измерений, в том числе переключение рабочей ИЛ на резервную;

- автоматического контроля загазованности и светозвуковой сигнализации 20%

и 50% НКПР в блок-боксе системы измерений;

- автоматического пожарообнаружения и светозвуковой сигнализации пожара

в блок-боксе системы измерений;

- защиты системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков;

- хранения и отображения на операторской станции измеренных и расчетных

значений контролируемых параметров;

- формирования отчетов согласованной формы на бумажном носителе.

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 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 ПО системы измерений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица1 - Идентификационные данные ПО

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 53894-13 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ). Методика поверки» с Изменением № 1, утвержденному ФГУП ВНИИР 27 сентября 2017 г.

Основные средства поверки:

- 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;

- калибратор многофункциональный модели MCX-II-R (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21591-07), диапазон частот от 0 до 10000 Гц, погрешность счета импульсов ±1 импульс;

- 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;

- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы измерений.

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

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Расход и объем сухого отбензиненного газа. МВИ системой измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на «Юганскнефтегаз-Теплонефть» (СИК СОГ)», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 2599013-08, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2009.05797.

Нормативные документы

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

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».