Обоснование технических нормативов метрологического обеспечения при проектировании нефтегазовых объектов

Автор: О.В. Крюков (НГТУ им. Р.Е. Алексеева).

Опубликовано в журнале Химическая техника №6/2018

При проектировании магистральных нефте- и газопроводов необходимо решать комплекс задач по организации технологических процессов добычи, транспортировки, распределения, переработки и хранения углеводородов [1–4]. С этой целью на всех объектах газо- и нефтехимии эксплуатируются сотни тысяч систем и средств измерений (СИ), являющихся частью общей системы метрологического обеспечения (МеО) отрасли. Значительная часть вопросов обеспечения точности измерений энергоресурсов решается на проектных стадиях жизненного цикла создаваемых систем [5–7].

Метрологическое обеспечение проектирования объектов ТЭК включает научно обоснованный выбор методов и СИ, применение технических и программных средств, действующих правил и норм, направленных на достижение единства и заданной точности измерений объемного количества, параметров качества углеводородов, топливно-энергетических ресурсов, опасных и вредных производственных факторов, количества сбрасываемых загрязняющих веществ и параметров средств связи. При этом МеО на стадии проектирования объектов ТЭК является составной частью работ по выполнению требований федерального закона.

Особенности организации метрологического контроля в газовой отрасти. С целью формирования единых подходов к созданию МеО в отрасли разработаны нормативные документы для проектных организаций, определяющие направления разработки МеО на проектных стадиях жизненного цикла самых разнообразных объектов, включая магистральный транспорт.

Документы тома «Метрологическое обеспечение» содержат решения и выбор СИ для контроля и управления процессами транспортировки и распределения газа, каналов передачи данных, выполнения поверки и калибровки СИ, проведения регламентных и ремонтных работ, оснащения и организации метрологических служб (МС) всех дочерних обществ отрасли. В этом плане метрологическому контролю и надзору подлежат СИ [8–11], входящие в следующие системы:

• АСУ ТП компрессорных цехов (КЦ) и компрессорных станций (КС);
• САУ газоизмерительных (ГИС) и газораспределительных станций (ГРС);
• САУ узлов редуцирования газа (УРГ);
• АСУ электроснабжения (АСУЭ);
• автоматизированные системы коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭР) и контроля параметров качества электроэнергии (АСПКЭ);
• системы линейной телемеханики (СЛТМ), связи, производственного мониторинга;
• системы безопасности труда, химико-аналитических (ХАЛ) и экологических пунктов.

По автоматизированным системам АСУ ТП КЦ КС, АСУЭ, АСКУЭР, АСПКЭ, СЛТМ, а также САУ ГИС, ГРС, УРГ разрабатываются следующие подразделы:

• структурные схемы каналов измерения и управления;
• перечень стандартизованных методик выполнения измерений (МВИ);
• оценка быстродействия системы, решения по обеспечению требуе-мого быстродействия;
• требования к погрешностям измерения параметров;
• рекомендации по назначению вида метрологического контроля;
• решения по совместимости новых систем с системами верхнего уровня;
• расчеты погрешностей измерительных каналов;
• рекомендации по организации метрологической службы на объекте и ее оснащению;
• перечень рабочих СИ, соотнесенный со средствами поверки и калибровки.

Структурные схемы каналов измерения и управления состоят из первичных датчиков, аналоговых и цифровых линий связи, устройств связи с объектом, автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. С целью повышения надежности и точности измерений особо важных параметров, например аварийной защиты [12–15], количество параллельно установленных датчиков может быть увеличено до трех. При этом установка трех датчиков давления вместо одного снижает погрешность примерно в 1,7 раза.

Измерения расхода газа на коммерческих и технологических узлах учета организуются на основе стандартизованных МВИ, хотя для измерения «технологического газа» могут быть использованы и нестандартизованные методики.

При проектировании АСКУЭ вместо МВИ, которые не разрабатываются, даются указания на соответствующие нормативные документы (НД), а разработку выполняет эксплуатирующая организация уже на месте монтажа системы.

Например, для измерения тока, напряжения, частоты, согласно ГОСТ 24855–81 «Преобразователи измерительные тока, напряжения, мощности, частоты, сопротивления аналоговые. Общие технические условия», принимают МВИ электрических величин, указанные разработчиками СИ в технической документации на аппаратуру конкретного типа. Быстродействие систем управления (табл. 1) обеспечивается в соответствии с требованиями действующих нормативных документов [16–20]:

1. Отраслевая система оперативно-диспетчерского управления Единой системы газоснабжения России (ОСОДУ). Общесистемные технические требования;
2. Основные положения по автоматизации объектов энергообеспечения;
3. Технические требования к АСУ ТП электростанций, а также на основании анализа технологических процессов.

Таблица 1

Требования по быстродействию АСУ ТП

При принятии проектных решений проводят проверочный расчет времени срабатывания системы, которое не должно превышать 1/3 постоянной времени процессов.

Технические характеристики СИ газотранспортных объектов. Требования по классу точности СИ дистанционно измеряемых параметров могут быть заданы в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки представлены в табл. 2, где диапазоны производительностей составляют: большая – более 100 тыс. м3/ч или 2,4 млн. м3/сут; средняя – 20…100 тыс. м3/ч или 0,48…2,4 млн м3/сут; малая 1…20 тыс. м3/ч или 24…480 тыс. м3/сут; минимальная – менее 1 тыс. м3/ч или 24 тыс. м3/сут.

С целью снижения потерь газа для узлов с большей производительностью устанавливают более жесткие требования по точности измерений. Необходимо отметить, что эти требования относятся к узлам измерения расхода и количества природного газа, работающим при давлениях до 1,2 МПа. Однако значительная часть узлов на объектах магистральных газопроводов эксплуатируется при давлениях 1,2…10 МПа, для которых в настоящее время нет единого государственного или ведомственного документа, устанавливающего требования к погрешностям измерений параметров количества и качества природного газа. Пока для узлов этого диапазона давлений требования по погрешностям измерений задаются в соответствии с типовыми проектными решениями и требованиями заказчика.

Нормы погрешности измерения электрических параметров устанавливаются в соответствии с Правилами устройства электроустановок (для оперативного контроля) и по базе данных АСУ СЗТЭЦ Ленэнерго (для автоматизированных систем). Значения их представлены в табл. 3.

Таблица 2

Требования по классу точности СИ изме­ряемых параметров

Таблица 3

Нормы погрешности измерений электрических параметров

Таблица 4

Нормы погрешностей измерений показателей качества электроэнергии

Нормы погрешности измерения параметров качества электроэнергии задаются согласно [16–20]. Нормы погрешностей измерения показателей качества электроэнергии (КЭ) приведены в табл. 4 в соответствии с [16–20].

Рекомендации по назначению вида метрологического контроля носят общий характер для всех систем и выполняются в соответствии с новым ФЗ. Виды деятельности, затрагиваемые при проектировании объектов газовой промышленности и относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:

• охрана окружающей среды (СИ экологических лабораторий);
• обеспечение безопасности при чрезвычайных ситуациях (дозиметрические приборы и приборы химической разведки);
• обеспечение безопасных условий и охраны труда (системы измерений для контроля загазованности помещений, освещенности, электромагнитных полей);
• производственный контроль за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта (СИ, контролирующие сосуды под давлением, температура, давление газа на выходе (входе) КС);
• торговля и товарообменные операции, выполнение работ по расфасовке товаров (ГИС, узлы учета, ГРС, АСУЭ, автоматические газонаполненные КС);
• выполнение государственных учетных операций (пограничные ГИС);
• выполнение работ по оценке соответствия промышленной продукции, а также иных объектов установленным законодательством России обязательным требованиям (системы измерений на установках сжижения газа и параметров качества газа на узлах учета);
• измерения, предусмотренные законодательством Российской Федерации о техническом регулировании (системы измерений, используемые при стандартизации, сертификации продукции);
• применение единиц и эталонов единиц величин, стандартных образцов и СИ, к которым установлены обязательные требования (поверочное оборудование, эталоны).

Решения по совместимости разрабатываемой системы с системами верхнего уровня состоят в проверке соответствия используемых единиц величин и разрядности данных.

Используемые единицы величин соответствуют стандарту, а разрядность передаваемых данных рассчитывается по табл. 5. В заданиях на разработку информационно-математического обеспечения задается число значащих цифр на АРМ оператора в зависимости от точности измерений. На стадии разработки РД выполняются расчеты погрешностей каналов СИ.

Таблица 5

Пример соответствия количества значащих цифр погрешности СИ

Расчет погрешности измерения измерительных каналов температуры, давления, перепада давления и других выполняют по методике СТО Газпром 5.2–2005. Погрешность измерительных комплексов расхода газа рассчитывают следующим образом:

• для ультразвуковых расходомеров – по СТО Газпром 5.2–2005;
• для сужающих устройств – по программному комплексу «Расходомер ОМЦ»;
• для турбинных счетчиков – с помощью программного комплекса «Промавтоматика СГ».

При отсутствии специальных программ расчет погрешностей осуществляют по СТО Газпром 5.2–2005. В табл. 6 показаны значения относительной погрешности объемного расхода газа в нормальных и рабочих условиях. Расчеты выполнены соответственно при помощи программного комплекса «Расходомер ОМЦ», СТО 5.2 и «Промавтоматика СГ».

Таблица 6

Относительная погрешность измерений расхода газа в нормальных и рабочих условиях

Организация метрологических служб на объектах. Одним из актуальных разделов МО является раздел по его организации и оснащению на объекте. Расчет персонала может быть выполнен в соответствии с нормативными документами. Нормативы численности обслуживающего персонала КС, основанные на принципах малолюдных технологий, утверждены ПАО «Газпром» 31.12.2004 г., нормативы численности служащих администраций газотранспортных обществ с ограниченной ответственностью – по функциям управления – «ЦНИИС Газпром. Типовые структуры управления и нормативы численности служащих управлений (служб) автоматизации, информатизации, телекоммуникаций и метрологии» (утверждены ПАО «Газпром» 11.07.2006).

В основу расчета по «Нормативам численности служащих администраций газотранспортных обществ с ограниченной ответственностью по функциям управления» положен принцип соответствия числа служащих МС числу обслуживаемых приборов. Поэтому для расчета количества персонала определяют число первичных датчиков, переносных приборов, каналов, подлежащих калибровке, лабораторий, имеющих в своем составе измерительные приборы. Дополнительную численность персонала МС вычисляют в зависимости от числа обслуживаемых узлов измерения расхода газа (ГИС, ГРС, УРГ, собственные нужды).

В соответствии с этими нормативами должность инженера-метролога на КС не предусмотрена, а обязанности по метрологии возлагаются на главного специалиста по измерениям. Электромеханик по средствам автоматизации и приборам технологического оборудования, а также слесарь по КИПиА совмещают обязанности метролога с основными обязанностями.

Для примера можно привести результаты расчета персонала МС проектируемого магистрального газопровода «Сахалин–Хабаровск–Владивосток». При количестве рабочих СИ ~33 500 и измерительных каналов 24 000 состав МС будет следующий:

• администрация МС – 3 штатные единицы (должности: заведующий группой метрологии, инженер по метрологии, инженер),
• работники линейного участка МГ (на каждой КС главный специалист по измерениям или инженер совмещают свои обязанности с обязанностями метролога).

Администрация МС размещается, как правило, в соответствующем помещении головной КС или в отдельном здании управления МГ. Персонал МС находится в помещении инженера КИПиА. Состав и типовая планировка помещений для размещения оборудования и персонала МС в здании эксплуатационного блока представлены в табл. 7.

Таблица 7

Состав помещений и оборудования в здании эксплуатационного блока

При выборе оборудования, включаемого в спецификации лабораторного и сервисного оборудования, применяются следующие основные положения. При выборе калибраторов температуры предпочтение отдается приборам, обеспечивающим возможность калибровки температуры методом сличения с эталонным термометром, калибраторов давления – компактным приборам, на показания которых не оказывает влияния ускорение свободного падения. Соотношение границ допустимых погрешностей поверочного (калибровочного) оборудования и рабочих СИ должно быть не менее 1:3. Кроме того, предусматривается заказ переносных приборов для контроля загазованности, измерения линейных и угловых размеров, слесарного инструмента, а также принадлежностей и оргтехники.

В проектную документацию также входят документы по МеО систем связи, систем производственного экологического мониторинга, служб безопасности труда, химико-аналитических и экологических лабораторий. Но в связи с тем, что в перечисленных системах отсутствуют каналы измерения, для них разрабатываются перечни измеряемых параметров и перечни (или спецификации) оборудования. Планировки помещений и размещение оборудования входят в основные комплекты рабочей документации.

Выводы. Основными направлениями повышения эффективности работ по МеО объектов добычи, транспортировки, распределения, переработки и хранения газа и газового конденсата являются:

• повышение достоверности измерений для улучшения качества газа и газового конденсата на этапах добычи, транспортировки и подачи потребителям;
• улучшение экологической обстановки и безопасности объектов добычи, транспортировки, подземного хранения и переработки газа;
• повышение эффективности управления технологическими процессами добычи, транспортировки, распределения, хранения и переработки газа и газового конденсата;
• рост эффективности использования топливно-энергетических ресурсов и стимулирование газо- и энергосбережения потребителями газа.

Используемый в настоящее время комплекс нормативных документов применяется на всех объектах транспортировки и распределения газа, составляющих существенную часть проектируемых объектов ПАО «Газпром». Однако в отрасли ежегодно создаются новые объекты добычи, подземного хранения и переработки природного газа, к которым относятся кусты газовых скважин, установки комплексной и предварительной подготовки газа, дожимные КС, станции подземного хранения и газоперерабатывающие заводы. На них применяются АСУ, САУ, ИУС, системы связи, электрохимической защиты, АСУ Э, АСКУЭР и прочие отдельные СИ, для которых не решены вопросы МО. В перспективе должен быть проведен обоснованный выбор методов и средств измерений, установлены нормы погрешностей срасчетами, подтверждающими их достижение, а также рекомендации по организации МС на объектах.

Список литературы

1. Kadin S.N., Kazachenko A.P., Reunov A.V. Questions related to the development of metrological assurance in the design of Gazprom facilities//Measurement Techniques. 2011. T. 54. №8. C. 944–952.
2. Крюков О.В. Энергоэффективные электроприводы ГПА на базе интеллектуальных систем управления и мониторинга//Дис. … д-ра техн наук. М.: АО «Корпорация ВНИИЭМ». 2015.
3. Милов В.Р., Суслов Б.А. Интеллектуализация поддержки управленческих решений в газовой отрасли//Автоматизация в промышленности. 2009. №12. С. 16–20.
4. Захаров П.А. Принципы инвариантного управления электроприводами газотранспортных систем при случайных возмущениях//Вестник ИГЭУ. 2008. №2. С. 98–104.
5. Kiyanov N.V., Kryukov O.V., Pribytkov D.N., Gorbatushkov A.V. A Concept for the development of invariant automated electric drives for the water recycling systems with fan cooling towers Russian Electrical Engineering. 2007. T. 78. №11. C. 621–627.
6. Серебряков А.В. О новых возможностях технологий Smart Grid//Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. 2013. №2. С. 47–48.
7. Крюков О.В. Анализ моноблочных конструкций электрических машин для ГПА//Машиностроение: сетевой электронный научный журнал. 2015. Т. 3. №4. С. 53–58.
8. Васенин А.Б., Серебряков А.В., Плехов А.С. АСУ систем электроснабжения на принципах Smart Grid для объектов МГ//Автоматизация в промышленности. 2012. №4. С. 36–38.
9. Титов В.В. Разработка АСУ автономными энергетическими установками//Автоматизация в промышленности. 2009. №4. С. 35–37.
10. Крюков О.В. Синтез и анализ электроприводных агрегатов компрессорных станций при стохастических возмущениях//Электротехника. 2013. №3. С. 22–27.
11. Крюков О.В. Интеллектуальные электроприводы с IT-алгорит-мами//Автоматизация в промышленности. 2008. №6. С. 36–39.
12. Серебряков А.В. Оптимизация управления автономными энергетическими установками в условиях стохастических возмущений//Промышленная энергетика. 2013. №5. С. 45–49.
13. Серебряков А.В., Васенин А.Б. Нечеткие модели и алгоритмы управления энергетическими установками//В сб.: Материалы конференции «Управление в технических, эргатических, организационных и сетевых системах»/Под ред. С.Н. Васильева. 2012. С. 467–469.
14. Серебряков А.В. Методы синтеза встроенных систем прогнозирования технического состояния высоковольтных двигателей//В сб.: Состояние и перспективы развития электро- и теплотехнологии. Материалы МНТК XVIII Бенардосовские чтения. 2015. С. 69–73.
15. Серебряков А.В. Универсальная система мониторинга электродвигателей ГПА//Известия вузов. Электромеханика. 2016. №4 (546). С.74–81.
16. МИ 3082–2007. ГСИ. Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки.
17. РМГ 62–2003. ГСИ. Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Оценивание погрешности измерений при ограниченной информации.
18. Титов В.Г. Анализ пусковых режимов электроприводных газоперекачивающих агрегатов//Известия вузов. Электромеханика. 2012. №3. С. 29–35.
19. Воронков В.И., Рубцова И.Е. Электроснабжение и электрооборудование линейных потребителей магистральных газопроводов//Газовая промышленность. 2010. №3. С. 32–37.
20. СТО Газпром 2-1.15-205–2008 г. Метрологическое обеспечение при проектировании объектов газовой промышленности. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008.