Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печь ПТБ-10Э Верхнечонского НГКМ

Назначение

Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печь ПТБ-10Э Верхнечонского НГКМ (далее - СИКГ) предназначена для измерения, регистрации, обработки, контроля, хранения и индикации объемного расхода (объема) попутного нефтяного газа (далее - газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63, ГОСТ Р 8.733-2011 на основе измерений давления, температуры, компонентного состава согласно ГОСТ 31371.7-2008.

Описание

Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК» (далее - ИВК «АБАК») входных сигналов, поступающих от расходомера вихревого Prowirl 72F50, преобразователя абсолютного давления измерительного Cerabar S PMP71, термопреобразователя сопротивления платинового TR61 совместно с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82. Тем самым, СИКГ обеспечивает одновременное измерение следующих параметров потока газа: объемный расход (объем) при рабочих условиях, абсолютное давление, температура. Компонентный состав, температура точки росы углеводородов и влаги определяется в аттестованной аналитической лаборатории согласно ГОСТ 31371.72008, ГОСТ Р 53762-2009, ГОСТ Р 53763-2009. По измеренным компонентному составу, абсолютному давлению и температуре газа ИВК «АБАК» автоматически рассчитывает физические свойства газа (плотность, динамическую вязкость, показатель адиабаты) в соответствии с ГСССД МР 113-03. Далее автоматически выполняется 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 физических свойств газа.

СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного 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:

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

- рабочую измерительную линию;

- резервную измерительную линию.

- система отбора проб;

- система обработки информации (далее - СОИ).

СИКГ состоит из измерительных каналов (далее - ИК), в которые входят следующие средства измерений (далее - СИ), установленные на основной и резервной измерительных линиях: расходомер вихревой Prowirl 72F50 (Госреестр №15202-09) (далее - Prowirl 72F50); преобразователь абсолютного давления измерительный Cerabar S PMP71 (Госреестр №41560-09) (далее - Cerabar S PMP71); термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (Госре-естр №26239-06) (далее - TR61) совместно с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82 (Госреестр №50138-12) (далее - TMT82); ИВК «АБАК» (Госреестр №44115-10).

Искробезопасность электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных тока и напряжения с гальванической развязкой KFD2-STC4-Ex1.20 (Госреестр №22153-08).

Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение, хранение, контроль и индикацию объема и объемного расхода газа при рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ 2939-63;

- автоматическое вычисление и индикацию физических свойств газа (плотности, динамической вязкости, показателя адиабаты) в соответствии с ГСССД МР 113-03;

- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров, формирование отчетов об измеренных и вычисленных параметрах потока газа.

Программное обеспечение (ПО) СИКГ (ИВК «АБАК) обеспечивает реализацию функций СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации : отображения структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии ПО. ПО СИКГ имеет уровень защиты «C» по МИ 32862010.

Таблица 1

Технические характеристики

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

Таблица 2

Таблица 3

окончание таблицы 3

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, закрепленную на помещении операторной, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу МП 55-30151-2013 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печь ПТБ-10Э Верхнечонского НГКМ. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 11 октября 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 сигналов силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности ±(0,02% показаний + 1 мкА); предел измерения количества импульсов 9999999.

Сведения о методах измерений

« Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем попутного нефтяного газа. Методика (метод) измерений системой измерений количества и параметров попутного нефтяного газа на печи ПТБ-10Э зав.№95,96,97 Верхнечонского НГКМ», регистрационный номер ФР.1.29.2013.14079 в Федеральном реестре методик измерений.

Нормативные документы

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

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

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

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

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

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

7. ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

8. 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.