Система измерений количества и параметров газа для собственных нужд ПСП ООО "ЯРГЕО"

Назначение

Система измерений количества и параметров газа для собственных нужд ПСП ООО «ЯРГЕО»  (далее - система измерений) предназначена для измерения в

автоматизированном режиме объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям; определения показателей качества газа, формирования отчетных документов по количеству и качеству газа.

Описание

Принцип метода измерений системы измерений основан на измерении объемного расхода газа в рабочих условиях методом динамических измерений и последующим вычислением объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63 по значениям объемного расхода, коэффициента сжимаемости, температуры и давления газа.

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 построена на базе ультразвуковых преобразователей расхода согласно ГОСТ 8.611-2013.

Выходные сигналы измерительных преобразователей давления, температуры и объемного расхода газа поступают в вычислительный компонент системы измерений в реальном масштабе времени. По полученным измерительным сигналам и по данным компонентного состава вычислитель по заложенному в нем программному обеспечению, с учетом значений условно постоянных параметров, производит вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

Состав и технологическая схема системы измерений обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- измерение в автоматическом режиме, индикацию мгновенных значений расхода газа

через каждую ИЛ и СИКГ в целом;

- приведение измеренных значений расхода газа к стандартным условиям;

- приведение объема газа к стандартным условиям;

- определение суммарного количества, перекачиваемого газа, в единицах объема за отдельные периоды (1 час, 2 часа, смену, сутки);

- ввод в вычислители расхода данных компонентного состава;

- архивирование и хранение данных анализа компонентного состава газа (текущие и усредненные значения за месяц);

- измерение в автоматическом режиме, индикацию мгновенных значений давления и

температуры газа по каждой измерительной линии;

- измерение, индикацию мгновенных значений давления и температуры газа на входе

и выходе СИКГ;

- автоматизированное дистанционное управление электроприводной запорной арматурой СИКГ;

- автоматический переход на измерительную линию в зависимости от текущего расхода газа согласно аттестованного диапазона расхода счетчика;

- дистанционный контроль и управление системой жизнеобеспечения блок-бокса;

- визуальный контроль температуры и давления газа на измерительных линиях;

ручной отбор пробы газа;

защиту системной информации от несанкционированного доступа;

сохранение накопленных данных и значений коэффициентов, параметров, вводимых

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

передачу данных с вычислителей в вышестоящую систему управления по

интерфейсу RS-485 по протоколу ModBus или по интерфейсу Ethernet, протокол ОРС;

ведение журнала событий системы, журнала оператора, формирование отчетов и актов приема-сдачи газа;

регистрацию и хранение всех измеренных аналоговых и дискретных переменных, глубина архивирования 1 год.

В состав системы измерений входят:

- входной коллектор с датчиками давления, температуры;

- рабочая измерительная линия ИЛ1;

- контрольно-резервная измерительная линия ИЛ2;

- рабочая измерительная линия малых расходов ИЛ3;

- контрольно-резервная измерительная линия малых расходов ИЛ4;

- выходной коллектор с датчиками давления и температуры и пробозаборным устройством;

- дренажная система, линия продувки и линия сброса газа.

Система измерений состоит из измерительных каналов, давления, температуры, объемного расхода газа, устройств обработки информации в состав которых входят следующие основные средства измерений (далее - СИ):

- для ИЛ1/2 счетчики газа ультразвуковые USZ 08, DN150, диапазон измерений объемного расхода газа от 20 до 2500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода газа при рабочих условиях при имитационном методе

поверки

в диапазоне 0,1Qmax < Q < Qmax                 ±0,5;

в диапазоне Qmm < Q < 0,1Qmax                 ±1,0;

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - Регистрационный номер) 51422-12.

- для ИЛ3/4 расходомеры-счетчики ультразвуковые ИРВИС-РС4М-Ультра-ПП-50 (Регистрационный номер 58620-14), DN50, диапазон измерений объемного расхода природного газа по ГСССД 160 (при Рабс = 100,5 кПа, t = 20 °C) от 0,5 до 271 м3/ч,

пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода газа:

в диапазоне Qnep < Q < Qhu

в диапазоне Qh.::..-, < Q < Qnep

±0,9%;

(

± 0,9 + 3,6 <

Qnep

Qnep

- Q Q

наим

- Q

наим

Переходный расход Qnep, м3/ч, определяется в зависимости от эксплуатационного давления для расхода, приведенного к стандартным условиям по формуле

P

Q = 3600 FU -с^, Пепер                ср р >

с

где F - площадь проходного сечения расходомера-счетчика, м2;

Ucp - среднерасходная скорость соответствующая предельному расходу ( Uср = 0,1845 м/с);

Рабс - абсолютное давление измеряемой среды, кПа;

Рс -давление соответствующее стандартным условиям, кПа;

- термопреобразователи сопротивления TR10-L (Регистрационный номер 47279-11), диапазон измеряемой температуры от минус 50 до 250 °С Класс точности AA (соответствует пределу допускаемой абсолютной погрешности ±( 0,1 + 0,0017 р |),;

- преобразователи измерительные серии YTA модели YTA70 (Регистрационный номер 26112-08), калиброванный (настроенный) диапазон измерений от минус 50 до 50°C, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 °С, пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности от влияния температуры окружающего воздуха на каждые 10 °С составляют ±0,05 °С, выходной сигнал 4-20 мА+HART;

- преобразователи абсолютного давления EJX, модель EJX610A (Регистрационный номер 28456-09), верхний предел диапазона измерений 10 МПа, настроенный диапазон измерений (калиброванная шкала) 0...6,3 МПа, пределы допускаемой основной приведенной погрешности ±0,04%, пределы допускаемой дополнительной погрешности от влияния температуры окружающего воздуха на каждые 28°С составляют ±(0,04% от шкалы + 0,009% от ВПИ);

- вычислитель расхода ИВК АБАК+ (Регистрационный номер 52866-13), основные метрологические и технические характеристики представлены в таблице 3.

Дополнительно СИКГ оснащена средствами измерений и технологическим оборудованием, предназначенным для безопасной эксплуатации:

СИ показывающие по месту:

• термометр биметаллический R5442 (Регистрационный номер 54520-13), Диапазон измерения от минус 50 до 50 °С Класс точности 1,0,;

• манометр для точных измерений МПТИ, модель МПТИ-У2-10МПа-0 (Регистрационный номер 26803-11), пределы измерения от 0 до 10 МПа, класс точности 0,6.

Барьеры искрозащиты установленные в измерительные линии давления и температуры: преобразователи измерительные серии MINI, модель MCR-SL-UI-UI (Регистрационный номер 55662-13), диапазон входного сигнала от 4 до 20 мА, диапазон выходного сигнала от 1 до 5 В, пределы допускаемой основной погрешности преобразования ±0,1%, нормальные условия эксплуатации от 10 до 30 °С, рабочие условия эксплуатации от минус 20 до плюс 60 °С, пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности (кроме нормальных условий эксплуатации) ±0,01%/°С.

Компонентный состав газа определяется в аттестованной химико-аналитической лаборатории в соответствии с ГОСТ 31371.7-2008. Влажность газа (температура точки росы по воде) по ГОСТ Р 53763-2009, температура точки росы по углеводородам по ГОСТ Р 537632009. Физические свойства среды определяются косвенным методом в вычислителе на основании введенного компонентного состава и значений давления и температуры, измеряемых в автоматическом режиме. Метод расчета коэффициента сжимаемости - по ГОСТ 30319.3-2015 или ГСССД МР 113-03.

Программное обеспечение

Программное обеспечение системы измерений базируется на программном обеспечении (далее - ПО), входящих в состав системы измерений серийно выпускаемых компонентов, имеющих действующие свидетельства (сертификаты) об утверждении типа СИ. Идентификационные данные ПО основного вычислительного компонента - вычислителя АБАК+ приведены в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

Программное обеспечение вычислителя, не относящееся к операционной системе такое, как: конфигурационные параметры, значения условно-постоянных величин системы измерений, параметры хранения измеренной информации и другие метрологически значимые параметры вычислителя определяемые, изменяемые, передаваемые в процессе эксплуатации в вычислитель или от вычислителя защищены многоуровневой системой паролей доступа с обязательным протоколированием всех вмешательств. Целостность метрологически значимого ПО, не относящегося к операционной системе вычислителя, определяют по журналам событий и состояниям специально выделенных параметров конфигурации, предназначенных для целей проверки целостности ПО в соответствии с руководством по эксплуатации вычислителя.

Уровень защиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.

Технические характеристики

Т абл иц а 2 - Основные метрологические характеристики

Т абл иц а 3 - Основные метрологические и технические характеристики

Т абл иц а 4 - Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от эксплуатационного давления

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 1020-13-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров газа для собственных нужд ПСП ООО «ЯРГЕО». Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 сентября 2019 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон единицы силы постоянного электрического тока 2-го разряда в диапазоне от 1-10’3 до 2540-3 А в соответствии с ГПС, утвержденной приказом Росстандарта №2091 от 1 октября 2018 г;

- термометр ртутный, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С, Регистрационный номер 303-91;

- барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена

деления шкалы 100 Па, Регистрационный номер 5738-76;

- гигрометр психрометрический ВИТ-1, диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%, цена деления термометров 0,5 °С, Регистрационный номер 09364-08.

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

Знак поверки наносят на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

«Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений системой измерений количества и параметров природного газа для собственных нужд «Обустройство Ярудейского месторождения на период пробной эксплуатации. ПСП» с изменением №1», Регистрационный номер в Федеральном реестре ФР.1.29.2019.34325.

Нормативные документы

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