Номер по Госреестру СИ: 48948-12
48948-12 Система измерений количества и показателей качества природного газа Комсомольского месторождения ООО "РН-Пурнефтегаз"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества природного газа Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (далее - система измерений), предназначена для коммерческого учета и измерения показателей качества природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут», и коммерческого учета природного газа, отбираемого из газопровода внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут» для пуско-наладочных работ и первого пуска ДКС «Комсомольская».
Программное обеспечение
(далее - ПО) системы измерений в котором задачи вычисления, информационного обмена, контроля и управления технологическим процессом и оборудованием решаются на следующих уровнях иерархии:-
- уровень первичных преобразователей - уровень измерения значений параметров и исполнения команд управления.
-
- уровень контроллеров - уровень сбора (накопления), обработки поступающих сигналов, математических вычислений, основанных на сертифицированных методиках, а также формирования управляющих воздействий для управления исполнительными механизмами;
-
- уровень серверов и рабочих станций - уровень контроля, управления, администрирования и наблюдения (сервера, автоматизированные рабочие места операторов);
-
- уровень передачи данных - коммутация компонентов системы, коммутация производится между различными уровнями (межуровневая) и внутри уровня.
Уровень первичных преобразователей реализован на базе прошедших сертификацию и имеющих действующие свидетельства об утверждении типа серийно выпускаемых средствах измерений. Сведения о ПО первичных преобразователей указаны в соответствующей технической документации на первичные СИ.
Программное обеспечение уровня иерархии контроллеров базируется на ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 и предназначено для:
-
- преобразования измеренных выходных сигналов первичных преобразователей расхода, давления, температуры;
-
- вычисления объемного расхода по нескольким измерительным линиям индивидуально и по группам измерительных линий, приведения объемного расхода и объема природного газа в рабочих условиях, в объемный расход и объем газа при стандартных условиях;
-
- проведения порогового контроля и обработки (усреднение и нормировка) результатов анализа компонентного состава природного газа, передаваемых от потокового хроматографа для расчета физико-химических показателей;
-
- вычисления физико-химических показателей (коэффициента сжимаемости, вязкости, плотности, показателя адиабаты, теплоты сгорания, числа Воббе и других) природного газа;
-
- архивирование измеренных и вычисленных параметров в архивных базах данных, а так же ведение журналов событий и аварий;
-
- управление и обмен данными с подчиненными устройствами по цифровым каналам связи и передачу информации в системы более высокого уровня по имеющимся интерфейсам связи.
Идентификация программного обеспечения уровня контроллеров может быть осуществлена по конфигурационному файлу для операционной системы
Уровень передачи данных и уровень серверов и рабочих станций не содержит метрологически значимых частей ПО. Назначение и характеристики этих уровней иерархии описаны в соответствующих разделах проектной документации на систему измерений.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения уровня контроллеров
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (иденти-фикацион-ный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений (по МИ 3286-2010) |
Конфигурационный файл для операционной системы контроллера модели FloBoss S600: | |||||
- основной |
s600conf.cfg |
$ Version : 8 |
CAAF |
CRC16 |
С |
- резервный |
s600conf.cfg |
$ Version : 8 |
CAAF |
CRC16 |
С |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист руководства по эксплуатации системы измерений типографским способом в левом верхнем углу.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках измерений«Инструкция. ГСИ. Методика измерений узлом измерения газа (системой измерений количества и параметров природного газа) Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №01.002572008/122013-11, регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2011.10602.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измеренийОсуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 48948-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества природного газа Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 20.09.2011.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- калибратор многофункциональный модели MCX-II-R, диапазон воспроизведения токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала (± 0,012 % от показания + 1 ед. мл. разряда);
- термометр ртутный, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С по ГОСТ 28498-90;
- барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления шкалы 100 Па по ТУ25-11.15135;
- психрометр ВИТ-1, диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%, цена деления термометров 0,5 °С по ТУ 25-11.1645;
- генератор частоты, диапазон воспроизведения частоты от 0 до 2 кГц, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения частоты ± 0,03 Гц;
- счетчик импульсов с диапазоном частот входных сигналов от 10 Гц до 10 кГц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 1 импульс на 30000 импульсов;
Для удобства проведения поверки может применяться ПЭВМ с программным обеспечением Config 600 версии 2.7.0 фирмы «Remote Automation Solutions», подразделения «Emerson Process Management».
Допускается применять другие типы средств измерений с характеристиками, не уступающими указанным, аттестованных и поверенных в установленном порядке.
Изготовитель
ООО «Алдерли НефтеГаз».
Юр.адрес: Российская Федерация, 119049, г.Москва, ул. Крымский Вал, д. 3, стр. 2.
Почт.адрес: Российская Федерация, 125047, г.Москва, 4-й Лесной пер., д. 4,
Тел: +7 495 787 8706 Fax: + 7 495 663 8067 Email: info@alderley.com.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии».
Регистрационный номер № 30006-09 от 16.12.2009 г.
Адрес: 420088, г.Казань, ул. 2-я Азинская, 7А.
Тел. (843) 272-70-62. Факс (843) 272-00-32. E-mail: vniirpr@bk.ru
Принцип метода измерений основан на измерении объемного расхода, объема, температуры, давления и компонентного состава газа в рабочих условиях и последующем вычислении по этим параметрам объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.
Система измерений представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы измерений осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы измерений и эксплуатационными документами ее компонентов.
Система измерений обеспечивает измерения объемного расхода и объема газа в рабочих условиях, определение показателей качества газа, приведение измеренного объемного расхода и объема газа к стандартным условиям
Система измерений конструктивно состоит из трех отдельных блоков:
-
- блок коммерческого учета природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут», в составе трех измерительных линий;
-
- блок коммерческого учета природного газа, отбираемого из газопровода внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут» для пуско-наладочных работ и первого пуска ДКС «Комсомольская», в составе двух измерительных линий;
-
- блок измерения показателей качества природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут», в составе двух измерительных линий;
Дополнительно система измерений оснащена блоком оперативного учета природного газа, сбрасываемого на свечу, состоящим из одной измерительной линии.
Измерительные каналы системы измерений:
-
- измерительные каналы объемного расхода газа: счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 - линия связи - вычислитель;
-
- измерительные каналы абсолютного давления: преобразователь абсолютного давления измерительный EJX 510A фирмы «Yokogawa» - линия связи - вычислитель;
-
- измерительные каналы температуры газа: термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ Метран-276МП - линия связи - вычислитель;
-
- информационно измерительные каналы показателей качества газа, включающие в себя средства измерений (далее - СИ) компонентного состава природного газа и его влагосодержания и плотности.
Вычислительное устройство системы измерений:
- в качестве вычислительного устройства применяется контроллер измеритель -ный FloBoss S600 с программным обеспечением изготовителя.
Программное обеспечение (далее - ПО) системы измерений в котором задачи вычисления, информационного обмена, контроля и управления технологическим процессом и оборудованием решаются на следующих уровнях иерархии:
-
- уровень первичных преобразователей - уровень измерения значений параметров и исполнения команд управления.
-
- уровень контроллеров - уровень сбора (накопления), обработки поступающих сигналов, математических вычислений, основанных на сертифицированных методиках, а также формирования управляющих воздействий для управления исполнительными механизмами;
-
- уровень серверов и рабочих станций - уровень контроля, управления, администрирования и наблюдения (сервера, автоматизированные рабочие места операторов);
-
- уровень передачи данных - коммутация компонентов системы, коммутация производится между различными уровнями (межуровневая) и внутри уровня.
Уровень первичных преобразователей реализован на базе прошедших сертификацию и имеющих действующие свидетельства об утверждении типа серийно выпускаемых средствах измерений. Сведения о ПО первичных преобразователей указаны в соответствующей технической документации на первичные СИ.
Программное обеспечение уровня иерархии контроллеров базируется на ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 и предназначено для:
-
- преобразования измеренных выходных сигналов первичных преобразователей расхода, давления, температуры;
-
- вычисления объемного расхода по нескольким измерительным линиям индивидуально и по группам измерительных линий, приведения объемного расхода и объема природного газа в рабочих условиях, в объемный расход и объем газа при стандартных условиях;
-
- проведения порогового контроля и обработки (усреднение и нормировка) результатов анализа компонентного состава природного газа, передаваемых от потокового хроматографа для расчета физико-химических показателей;
-
- вычисления физико-химических показателей (коэффициента сжимаемости, вязкости, плотности, показателя адиабаты, теплоты сгорания, числа Воббе и других) природного газа;
-
- архивирование измеренных и вычисленных параметров в архивных базах данных, а так же ведение журналов событий и аварий;
-
- управление и обмен данными с подчиненными устройствами по цифровым каналам связи и передачу информации в системы более высокого уровня по имеющимся интерфейсам связи.
Идентификация программного обеспечения уровня контроллеров может быть осуществлена по конфигурационному файлу для операционной системы
Уровень передачи данных и уровень серверов и рабочих станций не содержит метрологически значимых частей ПО. Назначение и характеристики этих уровней иерархии описаны в соответствующих разделах проектной документации на систему измерений.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения уровня контроллеров
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (иденти-фикацион-ный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений (по МИ 3286-2010) |
Конфигурационный файл для операционной системы контроллера модели FloBoss S600: | |||||
- основной |
s600conf.cfg |
$ Version : 8 |
CAAF |
CRC16 |
С |
- резервный |
s600conf.cfg |
$ Version : 8 |
CAAF |
CRC16 |
С |
Таблица 2 - блоков измерительных линий
Наименование параметров |
Значение | |
Блок 1 |
Блок 2 | |
Назначение |
Коммерческий учет природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут» |
Коммерческий учет природного газа, отбираемого из газопровода внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Газпром трансгаз Сургут» для пуско-наладочных работ и первого пуска ДКС «Комсомольская» |
Количество измерительных линий |
три (рабочая, резервная и контрольная) |
две (рабочая и резервная) |
Условный диаметр измерительных линий |
DN400 |
DN100 |
Расход газа, м3/ч
|
от 1000 до 6000 от 70000 до 306000 |
от 50 до 300 от 5800 до 16100 |
Избыточное давление газа, МПа |
от 6,5 до 7,7 |
от 6,5 до 7,7 |
Температура газа, °С |
от 19 до 35 |
от 19 до 35 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям:
|
± 0,5 ± 1,0 |
± 0,5 ± 1,0 |
Температура окружающего воздуха для установленных средств измерений, °С |
20 ± 2 |
20 ± 2 |
Напряжение питания переменного тока, В |
220 ± 44 |
220 ± 44 |
Частота питания переменного тока, Гц |
50 ± 2 |
50 ± 2 |
Срок службы, не менее, лет |
20 |
20 |
Таблица 3 - блока измерения качества:
Наименование параметра |
Значение |
Назначение |
Измерение показателей качества природного газа, поступающего от ДКС «Комсомольская» в газопровод внешнего транспорта Комсомольского месторождения ОАО «Г азпром трансгаз Сургут» |
Количество измерительных линий |
две (рабочая и резервная) |
Избыточное давление газа, МПа |
от 6,5 до 7,7 |
Температура газа, °С |
от 19 до 35 |
Интервал измерений температуры точки росы, °С
|
от -40 до +20 от -40 до +20 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры точки росы, °С
|
н- но о |
Наименование параметра |
Значение | |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений покомпонентного состава, % | ||
- Метан |
(CH4) |
-0,0187-X + 1,88 |
- Этан |
(C2H6) |
0,04^X + 0,00026 |
- Пропан |
(C3H8) |
0,06^X + 0,00024 |
- Изобутан |
(и-С4Н10) |
0,06^X + 0,00024 |
- н-Бутан |
(н-С4Н10) |
0,06^X + 0,00024 |
- Изопентан |
(и-С5Н12) |
0,06^X + 0,00024 |
- н-Пентан |
(н-СзН12) |
0,06^X + 0,00024 |
- Гексаны + высшие |
(СбН14 +) |
0,06^X + 0,00024 |
- Диоксид углерода |
(CO2) |
0,06-X + 0,0012 |
- Азот + кислород |
(N2 + O2) |
0,04 •X + 0,0013 |
Х - измеренное значение молярной доли компонента или суммы компонентов, % | ||
Температура окружающего воздуха для установлен- |
20 ± 2 | |
ных средств измерений, °С | ||
Напряжение питания переменного тока, В |
220 ± 44 | |
Частота питания переменного тока, Гц |
50 ± 2 | |
Срок службы, не менее, лет |
20 |