Проектирование и производство нефтегазового оборудования

Проектирование и производство нефтегазового оборудования

+7 347 292 12 00     info@technotecs.ru 450103, Россия, Башкортостан, г. Уфа, ул. Сочинская 8

Система измерения и контроля качества газа (СИКГ)

 Проектируемая СИКГ предназначена для автоматизированного учета газа на входе УПДТ согласно Правил учета газа №1198 от 15.11.1996 и ПР 50.2.019-2006.


Рабочая среда: сухой топливный газ по ГОСТ 5542-87. Физико-химические показатели газа приведены в таблице 1.

Наименование

Значение показателя

Температура газа, ºС

минимальная

максимальная

 

 

 минус 30,0

 50,0

Плотность при стандартных условиях, кг/м3

 

0,831

Удельный вес газа

 

0,7718

Содержание механических примесей, мг/м3,

не более

 

1,0

Точка росы по воде, ºС, не более

летом (с 01.05. по 30.09)

зимой (с 01.10 по 30.04)

 

 

минус 10,0

минус 20,0

Содержание жидкой фазы воды и углеводородов

 

не допускается

Компонентный состав газа, объемная доля, %

 

Метан СН4

95,96

Этан С2Н6

0,55

Пропан С3Н8

0,03

Изобутан  i–С4Н10

0,01

Н-бутан  n–С4Н10

0,007

Изопентан i5Н12

0,0397

H-пентан n5Н12

-

Гексан и более тяжелые С6+

1,14

Кислород О2

2,26

Азот N2

95,96

Углекислый газ CO2

0,55


Основные технические характеристики приведены в таблице 2.

Наименование

Значение показателя

Вход СИКГ

Линия газа на факел

Расход газа при стандартных условиях, ст.м3/ч

 минимальный

 максимальный

 

 

300,0

800,0

 

3,0

30,0

Давление газа на входе СИКГ, МПа

 минимальное

 максимальное

 

 

0,4

1,4

 

0,1

0,2

Режим работы СИКГ

 

непрерывный

Режим управления запорной арматурой

 

неавтоматизированный

Электроснабжение

380 В / 50 Гц

III категория по ПУЭ


Технические решения, используемые в СИКГ, должны соответствовать требованиям следующих нормативных документов:

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

2. ГОСТ Р 8.563-96 «ГСИ. Методики выполнения измерений»;

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

4. ГОСТ 30319.0-96 «Газ горючий природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения»,

5. ГОСТ Р 8.000-2000 «Государственная система обеспечения единства измерений. Основные положения»;

6. МИ 2439-97 «ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля»;

7. Правила учета газа № 1198 от 15.11.1996;

8. ПР 50.2.009-94 «Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений: Правила по метрологии»;

9. ПР 50.2.022-99 «Правила по метрологии. Государственная система обеспечения единства измерений»;

10. РМГ 63-2003 «ГСИ. Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации»;

11. РД 39-083-91 «Единая система учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважин до потребителя» (для справок);

12. ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки газа, газа и воды нефтяных месторождений;

13. Правила устройства электроустановок, утвержденные приказом Министерства энергетики РФ №204 от 08.07.2002;

14. ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов;

15. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

16. РД 34.21.122 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений;

17. ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.


Система измерения количества газа должна обеспечивать выполнение следующих основных функций:


Автоматически:

1. измерение объемного расхода газа в рабочих условиях;

2. приведение объемного расхода газа к стандартным условиям;

3. вычисление количества газа за установленные интервалы времени (2 часа, смену, сутки) согласно ПР 50.2.019-2006;

4. измерение температуры и давления газа;

5. индикацию значений измеряемых величин на экране монитора АРМ оператора в помещении операторной;

6. контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений измеряемых и контролируемых параметров;

7. регистрацию результатов измерений, их хранение и передачу в систему верхнего уровня;

8. учет и формирование и хранение журнала событий системы;

9. учет времени работы оборудования;

10. диагностику работоспособности технических средств и СИ системы автоматизации СИКГ;

11. переход на зимнее/летнее время без потери информации.


Автоматизировано:

1. формирование в автоматическом режиме и хранение отчетов по учету газа (за 2 часа, смену, сутки), формирование текущих отчетов по запросу, печать отчетов.


В ручном режиме:

1. отбор точечной пробы согласно ГОСТ 18917-82;

2. монтаж и демонтаж преобразователей расхода без остановки перекачки и системы измерения в целом.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества газа должны быть не более ±2,5% согласно Правилам по учету газа №1198 от 15.11.1996 и ПР 50.2.019-2006. Алгоритмы расчета объема перекачиваемого через СИКГ газа, а также вычислительные процедуры, связанные с поверкой преобразователей расхода, должны выполняться в соответствии с алгоритмом, аттестованным Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии и изложенным в аттестованной МВИ согласно ГОСТ Р 8.563-96. Все средства измерений должны быть испытаны для утверждения типа СИ, и иметь соответствующий сертификат соглас­но ПР 50.2.009-94 «Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств из­мерений», а также должны быть поверены и иметь свидетельство о поверке. Срок действия свидетельства о проверке должен составлять не менее половины межповерочного интервала на момент проведения пуско-наладочных работ.


В состав СИКГ должны входить следующие функциональные блоки:

1. блок технологический (БТ);

2. система обработки информации (СОИ).


Требования к БТ:

1. на входе БТ предусмотреть фильтр-сепаратор газа;

2. предусмотреть отдельные измерительные линии (ИЛ) газа на печную установку и на факел;

3. количество ИЛ на печную установку – две (одна рабочая и одна резервная);

4. количество ИЛ на факел – одна (вход ИЛ газа на факел подключить к выходу ИЛ газа на печную установку);

5. предусмотреть место отбора проб ручным пробоотборником;

6. предусмотреть системы контроля загазованности и пожара, вентиляции и предупреждающей и аварийной сигнализации. При обнаружении загазованности более 30% НКПР предусмотреть включение вытяжной вентиляции и соответствующей сигнализации. При превышении загазованности более 50% НКПР предусмотреть отключение всех электропотребителей кроме вентилятора и включение аварийной сигнализации. При обнаружении пожара предусмотреть отключение всех электропотребителей и включение соответствующей аварийной сигнализации.


В составе каждой ИЛ на печную установку предусмотреть:

1. вихревой преобразователь расхода ДРГ.М-160 производства ОАО «Опытный завод Электрон», г.Тюмень с пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне не более ±1,0%;

2. преобразователь абсолютного давления 3051TA производства Emerson с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,5 % (на прямом участке после ПР);

3. преобразователь температуры 644H производства Emerson с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С (на прямом участке после ПР);

4. манометр показывающий МПТИ производства ОАО «Манотомь», г.Томск с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,6 % (на прямом участке после ПР);

5. термометр стеклянный ТЛ-4 производства ОАО «Термоприбор», г.Клин с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С (на прямом участке после ПР);

6. запорную арматуру на входе и выходе ИЛ. В местах, где протечки через запорную арматуру могут оказать влияние на результаты измерений предусмотреть запорную арматуру с гарантированным перекрытием потока и с контролем протечек. Запорная арматура должна иметь возможность пломбирования.


В составе ИЛ на факел предусмотреть:

1. регулятор давления прямого действия «после себя» для поддержания давления в линии равным 0,14 МПа;

2. ультразвуковой расходомер Dymetic 1223-T-25-50 производства ЗАО «Даймет», г.Тюмень с пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне не более ±1,5 %;

3. преобразователь абсолютного давления 3051TA производства Emerson с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,5 % (на прямом участке после ПР);

4. преобразователь температуры 644H производства Emerson с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С (на прямом участке после ПР);

5. манометр показывающий МПТИ производства ОАО «Манотомь», г.Томск с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,6 % (на прямом участке после ПР);

6. термометр стеклянный ТЛ-4 производства ОАО «Термоприбор», г.Клин с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С (на прямом участке после ПР);

7. запорную арматуру на входе и выходе ИЛ.


Требования к СОИ

Система сбора и обработки информации обеспечивает автоматизированное выполнение функций сбора, обработки, отображения, регистрации информации по учету газа и управление режимами работы СИКГ.


В состав СОИ должно входить следующее оборудование и программное обеспечение:

1. вычислитель расхода FloBoss S600 фирмы Emerson;

2. автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе рабочей станции фирмы Dell/HP c операционной системой Windows XP и прикладной системой «АРМ оператора УПДТ» (прикладное ПО);

3. печатающие устройства;

4. источник бесперебойного питания.

Вычислитель расхода СОИ СИКГ должен одновременно выполнять функции вычислителя расхода СОИ Системы измерений количества и показателей качества кубового остатка УПДТ (см. 476.2 ОРП-00.00.000 ТЗ).


АРМ оператора является единым для всех систем измерений материальных потоков УПДТ:

1. Системы измерений количества газа;

2. Системы измерений количества и показателей качества нефти (см. 476.1 ОРП-00.00.000 ТЗ).;

3. Системы измерений количества и показателей качества кубового остатка (см. 476.2 ОРП-00.00.000 ТЗ);

4. Системы измерений количества и показателей качества дизельного топлива (см. 475 ОРП-00.00.000 ТЗ).

Оборудование СОИ должно размещаться в приборных шкафах. Монитор АРМ оператора, клавиатура и мышь располагается на столе операторов.


Система обработки информации должна обеспечивать выполнение следующих функций:

1. прием и обработку выходных сигналов:

а. преобразователей расхода;
б. преобразователей давления;
в. преобразователей температуры;

2. преобразование значений параметров входных сигналов в значения величин, их отображение и контроль выхода за установленные пределы;

3. ввод с клавиатуры АРМ-оператора данных лабораторных анализов параметров качества газа;

4. приведение объемного расхода в рабочих условиях к стандартным условиям;

5. вычисление объемного расхода по СИКГ в целом;

6. вычисление за интервал времени (2 часа, смена, сутки) количества газа;

7. хранение следующей информации:

а. количества перекачанного газа за 2 часа, за смену, за сутки – в течение 3 месяцев;

б. количества перекачанного газа за месяц – в течение 1 года;

в. актов приема-сдачи газа и паспортов качества – в течение 1 года;

г. трендов температуры, давления и расхода по СИКГ – в течение 2 месяцев;

д. хранение указанной выше информации после указанных сроков в архивных папках в течение 5 лет;

8. отображение на АРМ оператора с использованием мнемосхем СИКГ следующих параметров:

а. объемного расхода по каждой ИЛ и СИКГ в целом;

б. количества газа по СИКГ;

в. давления по каждой измерительной линии;

г. температуры по каждой измерительной линии;

д. трендов измеряемых величин;

е. режимов работы СИКГ;

ж. формирование и выдача на печать текущих отчетов, отчетов за установленные промежутки времени и акта приема-сдачи газа;

з. формирование и выдача аварийных сигналов на АРМ оператора при выходе измеряемых параметров за допустимые значения;

9. учет и архивирование журнала событий системы:

а. выход измеряемых сигналов за установленные пределы;

б. отсутствие связи с контроллерами;

в. выход из строя КИПиА;

г. формирование отчетов и паспортов;

д. изменение параметров настройки СОИ;

е. многоуровневая защита паролем системной информации и информации, касающейся учета от несанкционированного доступа;

ж. интеграцию в АСУ ТП верхнего уровня на базе контроллеров DeltaV;

з. возможность создания и редактирования мнемосхем, шаблонов отчетных документов, возможность изменения уставок измеряемых параметров.

Опросный лист на поставку системы измерения и контроля качества газа (СИКГ)

Оставить заявку
Оставить заявку

Отчет о прибыле март-апрель 2016г.
-1.5 мб(.pdf)
Отчет о прибыле январь февраль 2016г.
-1.3 мб(.pdf)
Отчет о прибыли май-июнь 2015г.
-1.3 мб(.pdf)
Отчет о прибыли март-апрель 2015г.
-1.3 мб(.pdf)
Отчет о прибыли январь-февраль 2015г.
-5 мб(.pdf)

Оборудование

Объект - Ямал СПГ

Еще фото
Оставить заявку