|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", г.Ноябрьск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 2 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 119 |
| Назначение | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения (далее – СИКГ) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее – газ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.
|
| Описание | Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке входных сигналов, поступающих от преобразователей объемного расхода (объема), абсолютного давления и температуры. При помощи системы обработки информации (далее – СОИ) автоматически рассчитывается коэффициент сжимаемости газа и плотность газа при стандартных условиях 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, массового расхода (массы), абсолютного давления, температуры газа и рассчитанного коэффициента сжимаемости газа.
СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и/или 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 четыре узла учета различной конструкции, объединенные общим ИВК:
узел учета свободного нефтяного газа на ХКС ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения (далее – УУ на ХКС), диаметр условного прохода Ду 300,0 мм;
узел учета свободного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения (далее – УУ на ФНД), диаметр условного прохода Ду 200,0 мм;
узел учета свободного нефтяного газа на котельную ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения (далее – УУ на котельную), диаметр условного прохода Ду 100,0 мм;
узел учета свободного нефтяного газа на факел высокого давления ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения (далее – УУ на ФВД), диаметр условного прохода Ду 200,0 мм;
УУ на ХКС состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: расходомер газа ультразвуковой «Flowsic 100» (Госреестр № 43980-10), датчик давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (Госреестр № 32460-06).
УУ на ФНД состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100 (Госреестр №43980-10), датчик давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (Госреестр № 32460-06).
УУ на котельную состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: расходомер газа ультразвуковой Flowsic 600 (Госреестр №43981-11), датчик давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (Госреестр № 32460-06).
УУ на ФВД состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100 (Госреестр №43980-10), датчик давления «Метран-150ТА» (Госреестр № 32854-09), термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820» (Госреестр № 32460-06).
В состав СОИ входит комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» (Госреестр № 43239-09) (далее - ИВК).
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения барьеров искробезопасности «БИА-101» (Госреестр № 32483-09).
Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:
автоматическое измерение и индикацию объема и объемного расхода газа при рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939;
формирование отчетов, архивирование, хранение и отображение на операторной станции измеренных и расчетных значений измеряемых параметров;
защита системной информации от несанкционированного доступа программным средствам;
ввод компонентного состава газа в ИВК по результатам лабораторных анализов;
определение точки росы переносным анализатором.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 1 - 4.
Таблица 2 - Узел учета свободного нефтяного газа на ХКС ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения
| Метрологические характеристики ИК СИКГ | Метрологические характеристики измерительных компонентовИК СИКГ | | Наименование ИК СИКГ | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой погрешности | Тип | Тип выходного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | Тип входного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | | ИК объемного расхода | от 76 до 13500 м3/ч | ±1,51% от измеренного значения | ±1,51% от измеренного значения | 1) Расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100 | 4-20 мА | ±1,5% от измеряемой величины1) | - | 4-20 мА | 0,025% от измеренного значения | - | | ИК абсолютного
давления | от 0 до 1,0 МПа | ±0,223% от диапазона измерения | ±0,23% от диапазона измерения | 1) Датчик давления Метран-150ТА | 4-20 мА | ±0,2% от диапазона измерения | ±0,05% от диапазона измерения/10°С | 4-20 мА | ±0,01% от диапазона измерений | - | | ИК температуры | от минус 50 до 50°С | ±0,27 °С | ±0,29 °С | 1) Термопреобразователь микропроцессорный Метран-276МП | 4-20 мА | ±0,25 % от диапазона измерений | ±0,1 % от диапазона измерений во всем диапазоне изменения температуры | 4-20 мА | ±0,01% от диапазона измерений | - | | Примечание:
1) – при калибровке и поверке на поверочной установке; |
Таблица 3 - Узел учета свободного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения
| Метрологические характеристики ИК СИКГ | Метрологические характеристики измерительных компонентовИК СИКГ | | Наименование ИК СИКГ | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой погрешности | Тип | Тип выходного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | Тип входного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | | ИК объемного расхода | от 34 до 500 м3/ч | ±1,51% от измеренного значения | ±1,51% от измеренного значения | 1) Расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100 | 4-20 мА | ±1,5% от измеряемой величины1) | - | 4-20 мА | ±0,025% от измеренного значения | - | | ИК абсолютного
давления | от 0 до 1,0 МПа | ±0,223% от диапазона измерения | ±0,23% от диапазона измерения | 1) Датчик давления Метран-150ТА | 4-20 мА | ±0,2% от диапазона измерения | ±0,05% от диапазона измерения/10°С | 4-20 мА | ±0,01% от диапазона измерений | - | | ИК температуры | от 0 до 50°С | ±0,21°С | ±0,21°С | 1) Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 | 4-20 мА | ±0,2°С | - | 4-20 мА | ±0,01% от диапазона измерений | - | | Примечание:
1) – при калибровке и поверке на поверочной установке; |
Таблица 4 - Узел учета свободного нефтяного газа на котельную ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения
| Метрологические характеристики ИК СИКГ | Метрологические характеристики измерительных компонентовИК СИКГ | | Наименование ИК СИКГ | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой погрешности | Тип | Тип выходного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | Тип входного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | | ИК массового расхода | от 8,5 до 1100 м3/ч | ±2,01% от измеренного значения | ±2,01% от измеренного значения | 1) Расходомер газа ультразвуковой Flowsic 600 | 4-20 мА | ±2% от измеряемой величины1) | - | 4-20 мА | ±0,025% от измеренного значения | - | | ИК абсолютного
давления | от 0 до 1,0 МПа | ±0,223% от диапазона измерения | ±0,23% от диапазона измерения | 1) Датчик давления Метран-150ТА | 4-20 мА | ±0,2% от диапазона измерения | ±0,05% от диапазона измерения/10°С | 4-20 мА | ±0,01% от диапазона измерений | - | | ИК температуры | от 0 до 50°С | ±0,21°С | ±0,21°С | 1) Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 | 4-20 мА | ±0,2°С | ±0,1 % от диапазона измерений во всем диапазоне изменения температуры | 4-20 мА | ±0,01% от диапазона измерений | - | | Примечание:
1) – в диапазоне расходов от пограничного до максимального; |
Таблица 5 - Узел учета свободного нефтяного газа на факел высокого давления ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения
| Метрологические характеристики ИК СИКГ | Метрологические характеристики измерительных компонентовИК СИКГ | | Наименование ИК СИКГ | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой погрешности | Тип | Тип выходного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | Тип входного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | | ИК объемного расхода | от 34 до 5000 м3/ч | ±1,51% от измеренного значения | ±1,51% от измеренного значения | 1) Расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100 | 4-20 мА | ±1,5% от измеряемой величины1) | - | 4-20 мА | ±0,025% от измеренного значения | - | | ИК абсолютного
давления | от 0 до 1,0 МПа | ±0,223% от диапазона измерения | ±0,23% от диапазона измерения | 1) Датчик давления Метран-150ТА | 4-20 мА | ±0,2% от диапазона измерения | ±0,05% от диапазона измерения/10°С | 4-20 мА | ±0,01% от диапазона измерений | - | | ИК температуры | от минус 50 до 50°С | ±0,27 °С | ±0,29 °С | 1) Термопреобразователь микропроцессорный Метран-276МП | 4-20 мА | ±0,25 % от диапазона измерений | ±0,1 % от диапазона измерений во всем диапазоне изменения температуры | 4-20 мА | ±0,01% от диапазона измерений | - |
|
| Программное обеспечение |
Программное обеспечение (далее – ПО) СИКГ обеспечивает реализацию функций СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации.
Уровень защиты ПО и измерительной информации – высокий по Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКГ представлены в таблице 5.
Таблица 5 – Идентификационные данные ПО СИКГ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Formula.o | | Номер версии ПО | 6.10 | | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | 24821CE6 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические и технические характеристики СИКГ, в том числе показатели точности, представлены в Таблице 6.
Таблица 6 – Метрологические и технические характеристики СИКГ
| Наименование характеристики | Значение характеристики | | Рабочая среда | Свободный нефтяной газ | | Диапазоны измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч:
УУ на ХКС
УУ на котельную
УУ на ФВД
УУ на ФНД | от 206,1 до 98269,4
от 97,35 до 3110,61
от 68,54 до 31699,3
от 79,6 до 6843,34 | | Диапазоны измерений объемного расхода газа в рабочих условиях, м3/ч:
УУ на ХКС
УУ на котельную
УУ на ФВД
УУ на ФНД | от 80 до 13500
от 35 до 500
от 35до 5000
от 40 до 1100 | | Диапазоны измерений абсолютного давления, МПа
УУ на ХКС
УУ на котельную
УУ на ФВД
УУ на ФНД | от 0,4 до 0,7
от 0,3 до 0,6
от 0,215 до 0,6
от 0,215 до 0,6 | | Диапазоны измерений температуры, °С
УУ на ХКС
УУ на котельную
УУ на ФВД
УУ на ФНД | от 10 до 40
от 10 до 40
от 5 до 45
от 10 до 40 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям для узлов учета класса Б (при доверительной вероятности Р=0,95 %):
для узлов учета свободного нефтяного газа категории I и II, не более, %
не более ±3,0 % для узлов учета свободного нефтяного газа категории III, не более, %
не более ±4,0 % для узлов учета свободного нефтяного газа категории IV, не более, % | ±2,5
±3,0
±4,5 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям для узлов учета класса В (при доверительной вероятности Р=0,95 %) для узлов учета свободного нефтяного газа категорий I, II, III и IV, не более, % | ±5,0 | | Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- температура поддерживаемая °С
- относительная влажность окружающей среды, %
- атмосферное давление, кПа | от 15 до плюс 36
от 18 до 25
от 30 до 80
от 84 до 106,7 | | Параметры электропитания:
- внешнее питание, переменное напряжение, В
- частота, Гц | 380
50(1 | | Габаритные размеры площадки СИКГ, мм | 232000×234000 | | Потребляемая мощность, кВт, не более | 0,5 | | Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
|
| Комплектность | Таблица 7
| Наименование | Количество | | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения, заводской номер № 119 | 1 экз. | | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения. Паспорт. | 1 экз. | | МП 189-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения. Методика поверки» | 1 экз. | | М-01.07.01.01-01 «Инструкция по эксплуатации системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа на объектах Общества» | 1 экз. |
|
| Поверка |
осуществляется по документу МП 189-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 16 апреля 2015 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- калибратор многофункциональный MC5-R с HART модулем: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности ((0,02 % показания + 1 мкА); предел измерений количества импульсов 9999999; диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности (0,01 %.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения
ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема»
ГОСТ Р 8.733–2011 «ГСИ. Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
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 15,0 МПа».
|
| Заявитель | ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (ОАО «Газпромнефть-ННГ»
ИНН 8905000428
629807, Тюменская область, ЯмалоНенецкий автономный округ, г. Ноябрьск, ул. Ленина, д 59/87
Тел. (3496) 37-77-71, факс (3496) 37-60-20
Е-mail: OD-NNG@yamal.gazprom-neft.ru, http://www.nng.gazprom-neft.ru
|
| Испытательный центр | ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП»
420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, 50, корп. 5
Тел. (843) 214-20-98, факс (843) 227-40-10
Е-mail: office@ooostp.ru, http://www.ooostp.ru
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30151-11 от 01.10.2011 г.
| |
