Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ ОБЩЕГО ПОТОКА СВОБОДНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА І СТУПЕНИ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ, АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» (СИКГ-1)» (МП 1042-13-2019)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

За.мсстц5&ц^директора

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ ОБЩЕГО ПОТОКА СВОБОДНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА I СТУПЕНИ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ, АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ» (СИКГ-1)

Методика поверки

г. Казань

2019

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров общего потока свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти, АО «Самаранефтегаз» (СИКГ-1) (далее - СИКГ), и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Если очередной срок поверки средств измерений (далее - СИ) из состава СИКГ наступает до очередного срока поверки СИКГ, поверяется только это СИ, при этом поверку СИКГ не проводят.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки СИ. Основные положения».

Интервал между поверками - 3 года.

СИ, входящие в состав СИКГ, и имеющие иной интервал между поверками, проходят поверку в соответствии с действующими документами на методику поверки данных СИ.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 При проведении поверки применяют следующие эталонные и вспомогательные средства:

• - рабочий эталон единицы силы постоянного электрического тока 2 разряда в диапазоне значений от 0 до 25 мА в соответствии с Приказом Госстандарта от 01.10.2018 № 2091 (далее -эталон);

• - калибратор многофункциональный MC5-R (регистрационный № 22237-08), диапазон измерений импульсов от 0 до 9999999 импульсов, диапазон измерений частоты сигналов от 0,0028 Гц до 50 кГц, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,01 % показания;

• - измеритель влажности и температуры ИВТМ-7/1, пределы измерений температуры от минус 20 °C до 60 °C, пределы основной абсолютной погрешности при измерении температуры ± 0,2 °C, пределы измерений влажности от 0 до 99 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений относительной влажности ± 2,0%, регистрационный № 15500-12;

• - барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106 кПа, пределы основной абсолютной погрешности ± 0,2 кПа, регистрационный № 5738-76;

• - средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКГ;

• 2.2 Применяемые при поверке СИ должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или нести на себе знак поверки.

• 2.3  Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКГ с требуемой точностью.

• 3.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Правилами безопасности труда, действующими на объекте;

• - Правилами безопасности при эксплуатации СИ;

• - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

• 3.2 Управление оборудованием и СИ проводится лицами, прошедшими обучение и проверку знаний и допущенными к обслуживанию применяемого оборудования и СИ.

• 4.1 Поверка СИКГ осуществляется в условиях эксплуатации.

• 4.2 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями документов на методики поверки СИ, входящих в состав СИКГ.

• 4.3 Условия проведения поверки должны соответствовать приведенным в таблице 2.

Таблица 2 - Условия проведения поверки

• 5.1 Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКГ и нормативными документами на поверку СИ. входящих в состав СИКГ.

• 5.2 Все используемые СИ должны быть приведены в рабочее положение, заземлены и включены в соответствии с руководством по их эксплуатации.

• 6.1 Внешний осмотр

При проведении внешнего осмотра должно быть установлено соответствие поверяемой СИКГ следующим требованиям:

• - длины прямых участков измерительных трубопроводов до и после расходомера-счетчика ультразвукового OPTISONIC 7300С (далее - расходомер) должны соответствовать требованиям, установленным изготовителем расходомера;

• - комплектность СИКГ должна соответствовать ее описанию типа и инструкции по эксплуатации;

• - на компонентах СИКГ не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• -  надписи и обозначения на компонентах СИКГ должны быть четкими и соответствовать инструкции по эксплуатации;

• - наличие маркировки на приборах, в том числе маркировки по взрывозащите.

• 6.2   Проверка выполнения функциональных возможностей СИКГ.

При проверке выполнения функциональных возможностей СИКГ проверяют функционирование задействованных измерительных каналов температуры, давления, расхода. Проверку проводят путем подачи на входы вычислителя УВП-280 (далее - вычислитель) сигналов, имитирующих сигналы от первичных преобразователей.

Результаты проверки считаются положительными, если при увеличении/уменьшении значений входных сигналов соответствующим образом изменяются значения измеряемых величин на дисплее вычислителя.

• 6.3   Определение метрологических характеристик СИКГ.

• 6.3.1  Все СИ, входящие в состав СИКГ, должны быть поверены в соответствии с действующими документами на поверку этих СИ.

Результаты проверки считаются положительными, если все СИ, входящие в состав СИКГ, поверены в соответствии с их нормативными документами на поверку и имеют действующие свидетельства о поверке и/или несут на себе знак поверки.

• 6.3.2  Определение метрологических характеристик СИКГ заключается в расчете погрешности при измерении температуры, давления и объемного расхода газа в рабочих условиях, погрешности при определении объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

• 6.3.3  Определение относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

По метрологическим характеристикам применяемых СИ рассчитывают пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям.

Расчет относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям осуществляется по формулам, приведенным ниже.

Допускается проводить расчет относительной погрешности СИКГ при измерении объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, с помощью аттестованного программного комплекса. Пределы относительной погрешности принимаются равными относительной расширенной неопределенности, рассчитанной в диапазоне рабочих параметров.

• 6.3.4 Относительную погрешность измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям <5_q , %, рассчитывают по формуле

+ &_р8р + 5_К + &ИВК 9                      (1)

где       - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного

расхода газа в рабочих условиях, %;

9   - коэффициент влияния температуры на коэффициент сжимаемости газа;

i9_/?  - коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости газа;

S - пределы допускаемой относительной погрешности измерения абсолютного давления, %;

- пределы допускаемой относительной погрешности измерения температуры, %;

З_к - пределы допускаемой относительной погрешности определения коэффициента сжимаемости газа, %;

З_инк - пределы допускаемой относительной погрешности вычислителя при вычислении объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, %.

• 6.3.4.1 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного расхода газа в рабочих условиях по измерительной линии рассчитывают по формуле

где £     - пределы допускаемой относительной погрешности расходомера газа при

измерении объемного расхода газа в рабочих условиях, %;

8     ~ ^пР^еделы допускаемой относительной погрешности вычислителя при

преобразовании частотно-импульсных сигналов расходомера в цифровой код, %.

Относительную погрешность преобразования входных частотно-импульсных сигналов по каналу измерения объема определяют следующим образом. Проверяют передачу информации на участке линии связи: расходомер - вычислитель. Для этого отключают расходомер, с помощью эталона подают на вход вычислителя с учетом линии связи не менее 10000 импульсов для частот: 100 Гц, 250 Гц, 500 Гц, 750 Гц и 1000 Гц, которые соответствуют диапазону измерения объемного расхода газа в рабочих условиях расходомера и фиксируют количество импульсов, подсчитанное вычислителем.

(3)

где и - число последовательно соединенных измерительных преобразователей, используемых для измерения давления;

8_р, - относительная погрешность, вносимая z-м измерительным преобразователем давления с учетом дополнительных погрешностей, %.

Абсолютную погрешность преобразования аналоговых сигналов в цифровое значение измеряемого параметра по каналу измерений давления определяют следующим образом.

Вычислитель переводят в режим поверки измерительного канала. Проверяют передачу информации на участке линии связи: преобразователь давления измерительный Cerabar М РМР51 - барьер искрозащиты - основной вычислитель. Информация также дублируется на резервный вычислитель.

Для этого отключают преобразователь давления измерительный Cerabar М РМР51 и с помощью эталона подают на вход барьера искрозащиты с учетом линии связи аналоговые сигналы. Для аналогового сигнала 4-20 мА это: 4 мА, 8 мА, 12 мА, 16 мА, 20 мА, которые соответствуют значениям давления 0 МПа, 0,1875 МПа, 0,375 МПа, 0,5625 МПа, 0,75 МПа. Фиксируют значение давления с дисплея вычислителя.

Значение давления P_h задаваемое эталоном, рассчитывают по формуле

Э , max min / j          \

min г        г V j ■* min />

max ¹ min

где Ртах, Pmm - верхний и нижний пределы диапазона измерений давления, МПа;

/max, /min - максимальное и минимальное значения токового сигнала, соответствующие верхнему и нижнему пределам диапазона измерений давления Р_тах и /min, мА;

h - значение подаваемого от эталона входного сигнала постоянного тока, мА.

По результатам измерений в каждой реперной точке вычисляют абсолютную погрешность по формуле

(5)

где Р, - показание вычислителя в /-той реперной точке, МПа;

P_VI - заданное при помощи эталона значение давления в /-той реперной точке, МПа.

При известном значении абсолютной погрешности относительная погрешность находится по формуле

(7)

где п - число последовательно соединенных измерительных преобразователей, используемых для измерения температуры;

/_в, t_H - соответственно, верхнее и нижнее значения диапазона шкалы комплекта СИ температуры, °C;

t - температура газа, °C;

ДД - абсолютная погрешность /-го измерительного преобразователя температуры с учетом дополнительных погрешностей, °C;

Л/, К/ ^_ соответственно, верхнее и нижнее значения диапазона шкалы или выходного сигнала /-го измерительного преобразователя температуры, °C.

Абсолютную погрешность преобразования аналоговых сигналов в цифровое значение измеряемого параметра по каналу измерений температуры определяют следующим образом:

Вычислитель переводят в режим поверки измерительного канала. Проверяют передачу информации на участке линии связи: преобразователь измерительный iTEMP ТМТ82 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым TR61 - барьер искрозащиты -вычислитель.

Для этого отключают преобразователь измерительный iTEMP ТМТ82 и с помощью эталона подают на вход искробезопасного барьера с учетом линии связи аналоговые сигналы. Для аналогового сигнала 4-20 мА это: 4 мА, 8 мА, 12 мА, 16 мА, 20 мА, которые соответствуют значениям температуры -20 °C, -1,25 °C, 17,5 °C, 36,25 °C, 55 °C. Фиксируют значение температуры с дисплея вычислителя.

Значение температуры Д, задаваемое эталоном, рассчитывают по формуле

"    . max min / j __ j \

min j       г \*i   ¹ min /’

max ¹ min

где Tmax, 7min - верхний и нижний пределы диапазона измерений температуры, °C;

/max, /min - максимальное и минимальное значения токового сигнала, соответствующие верхнему и нижнему пределам диапазона измерений температуры 7тах и Г_тт, мА;

h - значение подаваемого от эталона входного сигнала постоянного тока, мА.

По результатам измерений в каждой реперной точке вычисляют абсолютную погрешность по формуле

где 7} - показание вычислителя в /-той реперной точке, °C;

Ту, - заданное при помощи эталона значение температуры в /-той реперной точке, °C.

~ \]^К.метод

(10)

где дк^иетод - методическая погрешность определения коэффициента сжимаемости газа, %;

дид - относительная погрешность определения коэффициента сжимаемости газа, связанная с погрешностью измерения исходных данных, %.

• 6.3.4.5 Относительная погрешность определения коэффициента сжимаемости газа, связанная с погрешностью измерения исходных данных, определяется по формуле

  

(И)

где       - относительная погрешность определения f-го компонента в газовой смеси, %;

Зх - коэффициенты влияния /-го компонента в газовой смеси на коэффициент сжимаемости.

• 6.3.4.6 Определение коэффициентов влияния температуры, давления и i-ro компонента газовой смеси.

Коэффициент влияния температуры на коэффициент сжимаемости газа определяют по формуле

(12)

Коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости газа определяют по формуле

(13)

Коэффициенты влияния /-го компонента в газовой смеси на коэффициент сжимаемости определяются по формуле

где ЛК — изменение значения коэффициента сжимаемости К при изменении содержания /-го компонента в газовой смеси х, на величину Дх,,%.

• 6.3.4.7 Предел относительной погрешности измерений объема СНГ, приведенного к стандартным условиям , %, определяют по формуле:

где 8   - относительная погрешность измерений объемного расхода СНГ,

приведенного к стандартным условиям, %;

8_Т - относительная погрешность вычислителя при определении интервала времени (измерения текущего времени), %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям по формулам (1) и (15) не должны превышать ± 2,0 %.

• 6.4 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СИКГ

Проверяют идентификационные данные ПО вычислителя.

С показывающего устройства вычислителя считывают номер версии ПО и цифровой идентификатор ПО. Цифровой идентификатор ПО проверяется только в вычислителях, выпущенных после 22.01.2019.

Результаты поверки ПО считают положительными, если идентификационные данные ПО вычислителя соответствуют идентификационным данным ПО, приведенным в описании типа вычислителей.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКГ в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКГ. Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКГ к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815.

10