Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции

Назначение

Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции (далее - СИКГ на выходе КС в МГ) предназначена для измерения, регистрации, обработки, контроля, хранения и индикации объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63 на основе измерений давления, температуры, компонентного состава согласно ГОСТ 31371.7-2008; формирования сигналов управления и регулирования, передачи значений параметров технологического процесса; приема и обработки, формирования выходных дискретных сигналов; выполнения функций сигнализации по установленным пределам при учетно-расчетных операциях между потребителем и поставщиком.

Описание

Принцип действия СИКГ на выходе КС в МГ заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи контроллера измерительного FloBoss S600+ (рабочий и резервный) (Госреестр №38623-11) (далее - контроллер FloBoss S600+) входных сигналов, поступающих от счетчиков газа ультразвуковых Flowsic 600 (Госреестр №43981-11), преобразователей абсолютного давления измерительных Cerabar S PMP71 (Госреестр №41560-09), термопреобразователей сопротивления платиновых TR61 (Госреестр №49519-12) совместно с преобразователями измерительными серии iTEMP TMT182 (Госреестр №39840-08). Тем самым, СИКГ на выходе КС в МГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров потока газа: объемный расход (объем) при рабочих условиях, абсолютное давление, температура.

Вычислитель расхода, количества и энергосодержания природного и попутного нефтяного газов «АКОНТ» (Госреестр №43506-09) (далее - вычислитель АКОНТ) измеряет и преобразует входные сигналы, поступающие от хроматографа газового промышленного специализированного MicroSam (Госреестр №46586-11), анализатора точки росы Hygrovision-BL (Госреестр №44263-10), преобразователя плотности газа измерительного модели 3098 (Госреестр №15781-06), анализатора влажности модели 3050-OLV (Госреестр №35147-07) и передает вычисленные параметры газа (плотность, динамическую вязкость, показатель адиабаты, коэффициент сжимаемости в соответствии с ГСССД МР 113-03) в контроллер FloBoss S600+. Далее контроллер FloBoss S600+ автоматически выполняет расчет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, на основе измерений объемного расхода (объема) при рабочих условиях, абсолютного давления, температуры газа и рассчитанных физические свойств газа.

СИКГ на выходе КС в МГ состоит из измерительных каналов (далее - ИК), операторских станций управления. Для решения задач управления технологическим процессом используются контроллер FloBoss S600+, вычислитель АКОНТ, вычислитель расхода жидкости и газа модели 7951 (Госреестр №15645-06) и контроллер Simatic S7-300 (Госреестр №15772-11).

Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ на выходе КС в МГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных тока и напряжения с гальванической развязкой KFD2-STC4-Ex1.20 (Госреестр №22153-08).

СИКГ на выходе КС в МГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ на выходе КС в МГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ на выходе КС в МГ и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКГ на выходе КС в МГ входят:

- блок измерительных линий (далее - БИЛ), включающий в себя:

- рабочую измерительную линию Ду 150 (далее - ИЛ №1);

- контрольно-резервную измерительную линию Ду 150 (далее - ИЛ №2);

- трубопровод для последовательного подключения ИЛ для сличения показаний счетчиков газа ультразвуковых Flowsic 600;

- блок измерений показателей качества (далее - БИК), включающий в себя:

- анализаторы влажности модели 3050-OLV (рабочий, резервный);

- преобразователь плотности газа измерительный модели 3098;

- анализаторы точки росы Hygrovision-BL (рабочий, резервный);

- хроматограф газовый промышленный специализированный MicroSam в соответствии с ГОСТ 31371.7-2008;

- систему ручного отбора пробы;

- система сбора и обработки информации (далее - СОИ).

СИКГ на выходе КС в МГ размещена в двух отдельных блок-боксах, каждый из которых оснащен системами обогрева, контроля температуры, естественной вентиляции, внутреннего и наружного освещения, пожарной сигнализации и охранной сигнализации.

Состав и технологическая схема СИКГ на выходе КС в МГ обеспечивают выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме мгновенных значений объемного расхода (объема) газа при рабочих условиях по каждой ИЛ и СИКГ на выходе КС в МГ в целом, их индикацию и сигнализацию предельных значений;

- приведение мгновенных значений объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям измерений по каждой измерительной линии и СИКГ на выходе КС в МГ в целом с учетом параметров качества газа, их индикацию и сигнализацию предельных значений;

- измерение в автоматическом режиме, индикацию и сигнализацию предельных значений давления и температуры газа на каждой ИЛ;

- автоматическое измерение, вычисление и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях;

- автоматическое усреднение результатов анализов компонентного состава газа, их архивирование и хранение;

- автоматическую запись компонентного состава, плотности и коэффициента сжимаемости газа в вычислитель АКОНТ;

- автоматическое измерение и индикацию температуры точки росы по углеводородам, влажности и относительной плотности газа;

- дистанционный контроль и автоматическое управление исполнительными механизмами;

- автоматизированное сличение показаний рабочего счетчика расходомера ультразвукового Flowsic 600 по контрольно-резервному;

- защита системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа);

- хранение и отображение на автоматизированном рабочем месте оператора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров;

- возможность передачи данных на верхний уровень.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКГ на выходе КС в МГ (контроллера FloBoss S600+, вычислителя АКОНТ) обеспечивает реализацию функций СИКГ на выходе КС в МГ. Защита ПО СИКГ на выходе КС в МГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО СИКНП приведены в таблице 1.

Таблица 1

ПО СИКГ на выходе КС в МГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий.

Защита ПО СИКГ на выходе КС в МГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «C» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКГ на выходе КС в МГ приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2

Таблица 3

окончание таблицы 3

Примечания

1. Средства измерений, входящие в состав СИКГ на выходе КС в МГ, обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10-99 «искробезопасная электрическая цепь» уровня

«ib».

2. Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытание в целях утверждения типа с аналогичными метрологическими и техническими характеристиками.

3. * Значения пределов допускаемой погрешности контроллера FloBoss S600+ нормированы с учетом пределов допускаемой погрешности промежуточного преобразовате-

ля.

4. ** TD - коэффициент перенастройки диапазона.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу МП 2-30151-2013 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный газопровод Южно-Приобской компрессорной станции. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 23 августа 2013 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;

- калибратор многофункциональный MC5-R:

- диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + + 1 мкА);

- диапазон воспроизведения импульсных сигналов от 0 до 9999999.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества свободного нефтяного газа на выходе КС в магистральный трубопровод (СИКГ на выходе КС в МГ) Южно-Приобской компрессорной станции», регистрационный код ФР.1.29.2013.14216 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Нормативные документы

1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».

2. ГОСТ 6651-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».

3. ГОСТ 31370-2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб».

4. ГОСТ 31371.7-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов».

5. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

6. ГОСТ Р 8.733-2011 «Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

7. ГОСТ Р 51330.10-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь i».

8. ГОСТ Р 53762-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам».

9. ГОСТ Р 53763-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде».

10. ГСССД МР 113-03 «Методика ГСССД. Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263.. .500 К при давлениях до 15 МПа».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций;

- выполнение государственных учетных операций.