2. Сведения по Существующему узлу

Приложение №6
Корректировка от 15-01-11г.
УЗЕЛ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ГАЗА
с Мыльджинского газоконденсатного месторождения в магистральный
газопровод-отвод Мыльджинское ГКМ - Вертикос
УКУГ МГКМ
Технические требования на реконструкцию пункта хозрасчетного замера газа
УКПГ Мыльджинского ГКМ
1. Общие сведения
1.1.
Наименование и условное обозначение
1.1.1. Наименование – узел коммерческого учета газа с Мыльджинского
газоконденсатного месторождения ОАО «Томскгазпром» в магистральный газопровод-отвод
Мыльджинское ГКМ - Вертикос.
1.1.2.
Условное обозначение - УКУГ МГКМ, далее по тексту - УКУГ.
2
2. Сведения по Существующему узлу коммерческого учета газа, подлежащему реконструкции
2.1.
Существующий УКУГ осуществляет автоматическое измерение и вычисление
расхода, объема газа методом переменного перепада давления с использованием
стандартных сужающих устройств и показателей качества газа (анализ точки росы по
влаге и углеводородам). Измерения физико-химических показателей качества газа
ведутся лабораторными методами, компонентный состав газа определяется с
помощью газовых хроматографов «Кристалл-2000М».
В состав УКУГ входят следующие основные блоки:
2.2.
 блок измерительных линий (БИЛ);
 блок контроля качества газа (БККГ);
 блок обработки информации (БОИ).
2.3. План расположения оборудования в помещениях УЗГ указан в приложении №1.
«Схема коммерческого УЗГ на МГКМ».
2.4.
Классификация помещений по пожаровзрывобезопасности :
- помещение приборов учета, помещение контроля качества газа, технологического
помещения В-1а,
- щитовой УЗГ –Д
2.4.1.Блок измерительных линий
В состав БИЛ входят 2 измерительные линии: рабочая и резервная.
Каждая
измерительная
линия
(ИЛ)
оснащена
следующим
технологическим
оборудованием и средствами измерения:
• краны шаровые равнопроходные типа GTZH (ДУ 20” РУ ANSI 400) фирмы DKG-EAST
(Венгрия)
• устройство сужающее быстросъемное УСБ -500- изготовлено по ТУ 51-72-87. ООО
“ТюменНИИгипрогаз”;
• термометр сопротивления Pt 100 фирмы "Emerson Process Managament" типа
0065D
• многопараметрический датчик фирмы "Emerson Process Managament" типа MVS
205 (расположен в помещении приборов учета);
• технологическая часть пробоотборных устройств для анализаторов точки росы и
ручного отбора проб;
• манометр;
• термометр.
3
2.4.2. Блок контроля качества газа
В состав блока контроля качества газа входят:
• анализатор точки росы по влаге Ametek 5000 с контроллером;
• анализатор точки росы по углеводородам Ametek 241;
• комплектная к анализаторам система подготовки проб.
2.4.3. БОИ
В состав системы обработки информации УКУГ входят:
 контроллер расхода FloBoss ROC – 407 (расположен в помещении приборов учета);
 контроллер анализатора точки росы по влаге Ametek 5000 (расположен в щитовой узла
замера газа (УЗГ))

(расположены в щитовой УЗГ)
 контроллер ИУС ТП RS – 3 (расположен в аппаратной СЭРБ, модули ввода-вывода в
щитовой УЗГ)
Расстояние по кабельным трассам:
 блок измерительных линий - помещение приборов учета – 15 м;
 помещение приборов учета – щитовая УЗГ – 60 м;
 помещение контроля качества газа – щитовая УЗГ – 60 м;
 помещение приборов учета – операторная СЭРБ – 135 м;
4
3. Сведения о рабочей среде
Рабочая среда – газ, соответствующий ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные,
поставляемые и транспортируемые по магистральным трубопроводам».
Средняя характеристика рабочей среды
Ед. изм.
Значение
Объемная доля метана (СН4)
% об.
89,96
2.
Объемная доля этана (С2Н6)
% об.
3,31
3.
Объемная доля пропана (С3Н8)
% об.
1,83
4.
Объемная доля изобутана (iC4HI0)
% об.
0,34
5.
Объемная доля н-бутана nC4HI0
% об.
0,32
6.
Объемная доля изопентана (iC5H2)
% об.
0,05
7.
Объемная доля н-пентана nC5H2
% об.
0,03
8.
Объемная доля гексана СбН14
% об.
0,01
9.
Объемная доля азота N2
% об.
3,6
10
Объемная доля углекислого газа СО2
% об.
0,54
11.
Объемная доля кислорода О2
% об.
0,01
12.
Плотность газа (н.у.)
кг/м3
0,748
13.
Молекулярная масса
г/моль
17,95
№
п/п
1.
Наименование показателей
3.1 Параметры рабочей среды:
 минимальный объемный расход
60
тыс. н.м3/час
 максимальный объемный расход
525
тыс. н.м3/час
8 240
кКал/ м3
 максимальное избыточное давление
55
кгс/см2
 минимальное избыточное давление
30
кгс/см2
 температура газа
-2…+30
°С
 теплота сгорания низшая (при 20°С и
101,325 кПа)
 температура точки росы по
от - 5 до -35 °С
углеводородам
 температура точки росы по влаге
от -10 до -40 °С
5
3.2 Параметры окружающей среды в помещениях от + 5 до +35 °С
.
3.3 Температура окружающего воздуха наиболее холодной пятидневки на открытой
площадке равна минус 42 °С. Абсолютный минимум – минус 51 °С
3.4 Параметры трубопровода :
Диаметр трубопровода Ду мм
530
Толщина стенки мм.
10
09Г2С
Материал трубопровода
6
4
Общие требования к проектным решениям
4.1 УКУГ должен соответствовать действующим нормативным документам, в том числе
СТО Газпром 5.32-2009 и «Единым техническим требования на оборудование узлов измерения
расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром», утвержденным
распоряжением ОАО «Газпром» №500 от 21декабря 2010г.
4.2 При проектировании УКУГ максимально использовать существующие коммуникации,
здания и сооружения.
4.3 Реконструкции подлежит только система коммерческого учета.
4.4 Системы жизнеобеспечения блок-боксов принять существующие.
4.5 Управление кранами, системы технологических защит принять существующее.
4.6 В проекте предусмотреть мероприятия по вводу УКУГ в эксплуатацию без перерыва в
учете газа.
4.7 В проектируемых шкафах (шкафу) контроля и управления должны быть смонтированы
контроллеры расхода, контроллер управления, источники питания, существующий контроллер
анализатора точки росы по влаге Ametek 5000, другое оборудование. Шкафы расположить в
помещении приборов учета, ориентировочное расположение новых шкафов указано в
Приложение №2
4.8 Анализаторы точки росы по влаге Ametek 5000 и по углеводородам Ametek 241
(рабочие и дублирующие, всего 4 шт.), а также поточный хроматограф Micro SAM расположить
в помещении контроля качества газа, расположение анализаторов указано в Приложении №3.
При проектировании учесть работы по демонтажу и последующему монтажу анализаторов по
правой стороне в одну линейку.
4.9 Настоящие технические требования уточняются при подготовке, согласовании и
утверждении ТЗ на реконструкцию.
7
5
Назначение и состав
5.2 УКУГ предназначен для непрерывного автоматического измерения и вычисления
расхода, объема и показателей качества газа.
5.3 В состав УКУГ должны входить следующие основные блоки:
 блок измерительных линий (БИЛ);
 блок контроля качества газа (БККГ);
 блок обработки информации (БОИ).
5.3.1
Блок измерительных линий
В состав БИЛ должны входить 2 измерительные линии: рабочая и резервная.
Каждая
измерительная
линия
(ИЛ)
должна
быть
оснащена
следующим
технологическим оборудованием и средствами измерения:
• ультразвуковой преобразователь расхода газа Flowsic600 Quatro, с контрольным
расходомером в одном корпусе, Ду = 500мм;
• два термопреобразователя сопротивления платиновые
(рабочий и дублирующий)
фирмы «Эмерсон»;
• два преобразователя давления (рабочий и дублирующий) фирмы «Эмерсон»;
• технологическая часть пробоотборных устройств (зонды, отсечная арматура и т.д.)
по ГОСТ 31370-2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб», выполненные на
каждой линии, для анализаторов точки росы, поточного хроматографа;
• система ручного отбора проб на базе оборудования Hy-Lok или аналогичного,
(зонд, пробоотборная линия, редуктор давления, фитинги с двумя обжимными
кольцами и т.д.);
• технические средства для подключения эталонных средств измерений (в соответствии
с методиками на поверяемые средства измерений);
• манометр;
• термометр.
5.3.2
Блок контроля качества газа
В состав блока контроля качества газа должны входить:
• анализатор точки росы по влаге Ametek 5000 (рабочий и дублирующий);
• анализатор точки росы по углеводородам Ametek 241(рабочий и дублирующий);
• поточный хроматограф Micro SAM фирмы «SIEMENS»;
• комплектная система автоматического отбора проб на анализаторы и хроматограф,
8
(редукторы давления, фитинги, нержавеющие линии и т.д.);
5.3.3
БОИ
В состав системы обработки информации УКУГ должны входить:
 контроллеры расхода FloBoss 600 (рабочий и резервный). Возможна поставка
контроллера другого типа и изготовителя, имеющего полный комплект разрешительных
документов и
допущенного к применению в ОАО «Газпром» на УКУГ. В этом случае
необходимо будет представить два коммерческих предложения. Первое - с контроллером
FloBoss 600, второе - с другим контроллером;
 аттестованное программное обеспечение по расчету расхода и компонентного состава;
 контроллер управления ПЛК Simatic S7-1200 (без резервирования) для передачи
сигналов состояния кранов и др;
 измерительные блоки анализаторов точки росы;
 измерительный блок газового хроматографа (Micro SAM фирмы «SIEMENS»);
 источники бесперебойного питания, время работы от источника бесперебойного
питания – 30 мин.;
 операторские станции (основная и резервная) с индивидуальными источниками
бесперебойного питания,
 элементы существующей системы RS3.
9
6 ОБЩИЕ ФУНКЦИИ
6.2 УКУГ должен обеспечивать выполнение следующих функций:
• измерение в автоматическом режиме объема и расхода газа при рабочей температуре и
давлении по каждой измерительной линии и УКУГ в целом; индикацию и сигнализацию
предельных значений;
• измерение в автоматическом режиме давления газа на каждой ИЛ; индикацию и
сигнализацию предельных значений;
• измерение в автоматическом режиме температуры газа на каждой ИЛ, индикацию и
сигнализацию предельных значений;
• определение суммарного количества перекачиваемого газа в единицах объема за
отдельные периоды (1 час, смену, сутки, месяц, год);
• автоматическое измерение, вычисление
и
индикацию компонентного состава газа,
теплотворной способности газа;
• автоматическое измерение, вычисление и индикацию точки росы по влаге и
углеводородам;
• визуальный контроль температуры и давления газа по месту;
• ручной отбор точечной пробы газа;
• отображение состояния кранов
на операторской
станции
УУГ.
Отображение
выполняется передачей дискретных выходных сигналов (существующих) от системы RS3
на дискретные входы контроллеров управления и далее от контроллера управления по
интерфейсу на операторские станции;
• защиту системной информации от несанкционированного доступа программными
средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих
блоков;
• хранение и отображение на операторской станции измеренных и расчетных значений
контролируемых параметров;
•
передачу данных с операторской станции на верхний уровень и в систему ООО
«Газпром трансгаз Томск».
• ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные
сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора, актов
приема-сдачи газа.
10
7
Требования к метрологическому обеспечению
7.1 Проектная документация на УКУГ должна пройти метрологическую экспертизу;
7.2 Средства измерений, входящие в состав УКУГ, должны иметь следующие метрологические
характеристики:
• предел относительной расширенной неопределенности результата измерений системы
измерения количества сухого газа не более ±0,8%;
• пределы допускаемой приведенной погрешности преобразователей перепада давления и
давления не более ±0,075%;
• пределы допускаемой основной абсолютной погрешности при измерении температуры точки
росы по влаге ± 1 °С;
• пределы допускаемой основной абсолютной погрешности при измерении температуры
точки росы по углеводородам ± 2 °С;
• пределы допускаемой абсолютной погрешности дистанционных преобразователей
температуры ±0,2°С;
• пределы допускаемой приведенной погрешности манометров ±0,6%.
7.3 УКУГ должен иметь:
• сертификаты об утверждении типа на средства измерений, входящих в состав узла
измерений
• методику выполнения измерений, аттестованную органами Федерального агентства по
техническому регулированию и метрологии (при отсутствии стандартизованных МВИ);
• методику поверки, утвержденную органами Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии.
7.4. Ультразвуковой преобразователь расхода газа Flowsic600 Quatro должен иметь Сертификат
первичной калибровки на высоком давлении.
11
8
Требования к объемам поставки
8.1 Оборудование представляемое Заказчиком:

анализатор точки росы по влаге Ametek 5000 (рабочий и дублирующий);

анализатор точки росы по углеводородам Ametek 241(рабочий и дублирующий).
8.2 Оборудование поставляемое Подрядчиком:
Все оборудование, не вошедшее в объем поставки Заказчика, поставляется Подрядчиком.
8.3 Особые условия поставки ультразвукового преобразователя расхода газа FLOWSIC600:
 поставляется комплектно с прямолинейными участками трубопроводов «до» и «после».
Прямолинейные участки трубопроводов с одной стороны должны заканчиваться
ответными фланцами расходомера, с другой стороны кромками на трубу Ду-500.
Материал проектируемого участка должен соответствовать существующему материалу
трубопроводу (09Г2С) и обеспечивать технологию сварочных работ. Длины
прямолинейных участков должны позволять установку всех закладных элементов
(карманов, бобышек, пробоотборных устройств и пр.). Прямолинейные участки
трубопроводов поставляются с врезками всех закладных элементов.
 в комплект поставки должны входить монтажная катушка, комплект монтажных частей (крепеж,
прокладки и пр.), комплектные с FLOWSIC600 приспособления для монтажа-демонтажа
расходомера.
 в комплект поставки должны входить:
- ПК c с установленным средством конфигурирования и диагностики ПО MEPAFLOW 600;
- частотомер не хуже Ч3-63 диапазон измеряемых частот от 0,01 Гц до 20 МГц
- заглушки (для обеспечения герметичности при поверке без демонтажа FLOWSIC600 с трубопровода ,
а также:
- калибратор давления - для калибровки и поверки датчиков давления
- калибратор температуры - для калибровки и поверки датчиков температуры и термометров;
- калибратор многофункциональный – для калибровки и поверки каналов Flo Boss 600;
Однократно применяемые при монтаже (первичная поверка на месте эксплуатации)
- рулетки измерительные - для измерения прямых участков;
- нутромер микрометрический - для внутренних измерений деталей;
- штангенглубиномер - для измерений глубин выточек, канавок, уступов
.
12
Приложение №1
Схема коммерческого УЗГ на МГКМ
НА ФВД
700
Q
TE
TI
9820
4560
PI
FE
940
6690
Газ в газопровод
Нитка №1
150 200
4550
9800
940
5730
8380
710
10170
Технологическое
Помещение
1000
ROC
Теплопункт
MVS
Помещение
приборов учета
3300
9000
2900
AMETEK
Помещение
контроля
качества газа
5300
10300
160 200
700
1900
Нитка №2
2600
6000
8320
14
План расположения средств автоматизации в щитовой КИПиА УЗГ
ИБП ROC407
Приложение №2
15
План расположения средств автоматизации
в помещении приборов качества УЗГ
Приложение №3
16