Методика поверки «ГСИ.Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Ярайнерского месторождения» (МП 0991-13-2019)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ.Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Ярайнерского месторождения

Наименование

МП 0991-13-2019

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ (ФГУП «ВНИИР»)

«УТВЕРЖДАЮ»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Ярайнерского месторождения

Методика поверки

МП 0991-13-2019

Тел.(843)272-11-24

г. Казань

2019 г.

РАЗРАБОТАНА     ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДЕНА     ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-2 с УПСВ Ярайнерского месторождения (далее - система измерений), изготовленную ООО «Автоматизация-Метрология-ЭКСПЕРТ», г. Уфа и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Система измерений предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - СНГ) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63

Система измерений состоит из семи измерительных линий различной конструкции, объединенные общим ИВК:

-ИЛ узла учета СНГ на КС ДНС-2 с УПСВ Ярайнерского месторождения (далее -УУ СНГ на КС). Номинальный диаметр DN250;

-ИЛ узла учета СНГ на факел высокого давления ДНС-2 с УПСВ Ярайнерского месторождения (далее - УУ СНГ на ФВД). Номинальный диаметр DN250;

-ИЛ узла учета СНГ на факел низкого давления ДНС-2 с УПСВ Ярайнерского месторождения (далее - УУ СНГ на ФНД). Номинальный диаметр DN250;

-ИЛ узла учета СНГ на печи ДНС-2 с УПСВ Ярайнерского месторождения (далее -УУ СНГ на печи). Номинальный диаметр DN40;

-ИЛ узла учета СНГ на котельную ДНС-2 с УПСВ Ярайнерского месторождения (далее - УУ СНГ на котельную). Номинальный диаметр DN40;

-ИЛ узла учета СНГ на линию дежурного горения факельных систем (далее - УУ СНГ на ФС). Номинальный диаметр DN40;

-ИЛ узла учета СНГ на горизонтальную факельную установку (далее - УУ СНГ на ГФУ). Номинальный диаметр DN250.

Для системы измерений установлена поэлементная поверка. Измерительные и вычислительные компоненты поверяются в соответствии с их методиками поверки, представленными в приложении А.

Погрешность определения объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, рассчитываются по метрологическим характеристикам применяемых средств измерений температуры, давления и объемного расхода газа при рабочих условиях.

Интервал между поверками - 2 года.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют следующие операции, представленные в таблице 1.

Таблица!

Наименование операции

Номер пункта методики поверки

Проведение операции при:

первичной поверке

периодической поверке

1

2

3

4

Внешний осмотр

6.1

+

+

Проверка    выполнения    функциональных

возможностей системы измерений

6.2

+

+

Подтверждение соответствия программного обеспечения системы измерений

6.3

+

+

Продолжение таблицы 1

Наименование операции

Номер пункта методики поверки

Проведение операции при:

первичной поверке

периодической поверке

1

2

3

4

Определение метрологических характеристик (далее - MX):

6.4

+

+

- средств измерений (далее - СИ), входящих в

состав системы измерений относительной погрешности измерений объемного расхода и объема СНГ, приведенных

6.4.2

+

+

к стандартным условиям

6.4.3

+

+

Оформление результатов поверки

7

+

+

2 Средства поверки
  • 2.1 При проведении поверки применяют следующие средства:

  • - рабочий эталон силы постоянного электрического тока 2 разряда в диапазоне от 4 до 20 мА по Приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии №2091 от 01.10.2018 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 110'16 до 100 А»;

  • - средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы измерений;

  • - измеритель влажности и температуры ИВТМ-7, пределы измерений температуры от минус 20 °C до 60 °C, пределы основной абсолютной погрешности при измерений температуры ± 0,2 °C, пределы измерений влажности от 0 до 99 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений относительной влажности ± 2,0%;

  • - барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений от 80 до 106,7 кПа, цена деления шкалы 100 Па;

  • - 2.2 Применяемые при поверке СИ должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или поверительные клейма.

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

3 Требования безопасности
  • 3.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

  • - Правилами безопасности труда, действующими на объекте;

  • - Правилами безопасности при эксплуатации средств измерений;

  • - 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 Условия поверки
  • 4.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:

- измеряемая среда                                   свободный нефтяной газ

от +15 до +36 от 30 до 80 от 96 до 104 220^33 50+1 отсутствуют

  • - температура окружающего воздуха, °C

  • - относительная влажность окружающего воздуха, %

  • - атмосферное давление, кПа

  • - напряжение питания, В

  • - частота переменного тока, Гц

  • - внешнее магнитное поле (кроме земного), вибрация

5 Подготовка к поверке
  • 5.1 Подготовку к поверке проводят в соответствии с руководством по эксплуатации системы измерений (далее - РЭ) и нормативными документами на поверку СИ, входящих в состав системы измерений.

  • 5.2 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и/или поверительные клейма применяемых СИ, входящих в состав системы измерений.

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

6 Проведение поверки
  • 6.1 Внешний осмотр.

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

  • - длины прямых участков измерительного трубопровода до и после расходомера газа ультразвукового Flowsic 100, счетчика газа КТМ100 РУС и расходомера вихревого Prowirl (далее - расходомер) должны соответствовать требованиям эксплуатационной документации, установленным изготовителями расходомеров.

  • - комплектность системы должна соответствовать РЭ;

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

  • - надписи и обозначения на компонентах системы измерений должны быть четкими и соответствовать РЭ;

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

  • 6.2 Проверка выполнения функциональных возможностей системы измерений.

    • 6.2.1 При проверке выполнения функциональных возможностей системы измерений проверяют функционирование задействованных измерительных каналов температуры, давления и расхода. Проверку проводят путем подачи на входы комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-Ь») (далее - контроллер) сигналов, имитирующих сигналы от первичных преобразователей температуры, давления и расхода.

Результаты проверки считаются положительными, если при увеличении/уменыпении значения входного сигнала соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на дисплее контроллера или ПЭВМ.

  • 6.3 Подтверждение соответствия программного обеспечения системы измерений.

Программное обеспечение (ПО) системы измерений базируется на ПО, входящих в состав системы измерений серийно выпускаемых компонент, имеющих свидетельства (сертификаты) об утверждении типа средств измерений, дополнительного метрологически значимого ПО система измерений не имеет.

Проверку идентификационных данных операционной системы основного вычислительного компонента - комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» проводят в соответствии с руководством пользователя на контроллер. Идентификационные данные контроллера должны соответствовать представленным в описании типа.

  • 6.4 Определение метрологических характеристик.

    • 6.4.1 Определение метрологических характеристик системы измерений заключается в расчете погрешности при измерении температуры, давления и объемного расхода СНГ в рабочих условиях, погрешности при определении объемного расхода и объема СНГ, приведенных к стандартным условиям.

    • 6.4.2 Определение соответствия метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы измерений, проводят в соответствии с нормативными документами на поверку, представленными в приложении А.

    • 6.4.3  Относительную погрешность измерений объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям Sqc, %, определяют по формуле

= 7^9 + 8Т5Т + Зр8р + 8К + 8ИВК ,                      (1)

где 8   - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного

расхода СНГ в рабочих условиях, %;

дт - коэффициент влияния температуры на коэффициент сжимаемости СНГ;

- коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости СНГ;

8   - пределы допускаемой относительной погрешности измерения абсолютного

давления, %;

Зт - пределы допускаемой относительной погрешности измерения температуры, %;

Зк - пределы допускаемой относительной погрешности определения коэффициента сжимаемости СНГ, %;

3   ~ пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении

объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, %.

  • 6.4.3.1 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного расхода СНГ в рабочих условиях определяются по формуле

    + &пРивк ’

    л

(2)

ГДе

^ПР

- пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного расхода СНГ в рабочих условиях, %;

С

°пРивк

- пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код, %.

6.4.3.2 Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код определяют по формуле:

"Ривк у ' пРивк ’

(3)

где

- абсолютная погрешность преобразования входных аналоговых сигналов по каналу измерения расхода, мА;

- - показание контроллера в i -той реперной точке, мА;

УпРивк

- пределы допускаемой приведенной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код, %.

6.4.3.3  Определение абсолютной погрешности преобразования входных

аналоговых сигналов по каналу измерения расхода.

Проверяют передачу информации на участке линии связи: расходомер -контроллер. Для этого отключают расходомер и с помощью эталона подают на вход контроллера с учетом линии связи аналоговые сигналы (для аналогового сигнала 4-20 мА это: 4 мА, 8 мА, 12 мА, 16 мА, 20 мА) и считывают значение тока для соответствующего расхода с дисплея контроллера или с экрана ПЭВМ.

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

(4)

где

7, - показание контроллера в i -той реперной точке, мА;

I - показание калибратора в i -той реперной точке, мА.

Результаты поверки считаются положительными, если пределы абсолютной погрешности не превышают ±0,015 мА.

6.4.3.4 Коэффициент определяют по формуле:

влияния температуры на коэффициент сжимаемости СНГ

Q   д/ Т

(5) т дТ f

6.4.3.5 Коэффициент определяют по формуле:

влияния давления на коэффициент сжимаемости СНГ

(6)

  • 6.4.3.6 Пределы допускаемой относительной погрешности определения температуры определяют по формуле:

- при использовании в качестве СИ температуры термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом Метран-270 (ТСМУ):

____у

' *осн

7

дт = А

+273,15

( t —t

в lh . r л Д +273,15 7tdon Т

>2

+ 8РР ,

пРивк

(7)

где

- верхний и нижний пределы шкалы СИ температуры, °C;

у - основная приведенная погрешность СИ температуры, %;

‘•осн

yt - дополнительная приведенная погрешность СИ температуры при изменении температуры окружающего воздуха на каждые 10 °C, %/ °C;

Дг - максимальная разница между температурой окружающего воздуха и температурой при калибровке, °C.

- при использовании в качестве СИ температуры термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820:

^902820

\2

+ дПривк

(8)

где Л902820 ~ пределы допускаемой абсолютной погрешности СИ температуры, °C;

при этом значение переменной tH3M не выходит за пределы настроенного диапазона измерений используемого термопреобразователя

  • 6.4.3.7 Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код определяют по формуле:

8   = =!-■?                                  (9)

пРивк т ' "Ривк ’                                                     4 7

где   Дг

- абсолютная погрешность преобразования входных аналоговых сигналов по каналу измерения температуры, мА;

А

- - показание контроллера в i -той реперной точке, мА;

Упривк

- пределы допускаемой приведенной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код, %.

  • 6.4.3.8  Определение абсолютной погрешности преобразования входных аналоговых сигналов по каналу измерения температуры.

Контроллер переводят в режим поверки измерительного канала. Проверяют передачу информации на участке линии связи: термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270 (ТСПУ 902820, ТСМУ) - контроллер.

Для этого отключают термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270 (ТСПУ 902820, ТСМУ) и с помощью калибратора подают на вход контроллера с учетом линии связи аналоговые сигналы (для аналогового сигнала 4-20 мА это: 4 мА, 8 мА, 12 мА, 16 мА, 20 мА) и считывают значение тока для соответствующей температуры с дисплея контроллера или с экрана ПЭВМ.

По результатам измерений в каждой реперной точке вычисляют абсолютной погрешности преобразования входных аналоговых сигналов по формуле (4).

Результаты поверки считаются положительными, если пределы абсолютной погрешности не превышают ±0,015 мА.

  • 6.4.3.9 Пределы допускаемой относительной погрешности определения давления определяют по формуле:

<1(»

пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютного давления, %.

  • 6.4.3.10 Пределы допускаемой относительной погрешности определения абсолютного давления определяют по формуле:

    9

(И)

габс

где 5Р

госн

- пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений абсолютного давления, %;

8р

гдоп

- пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности измерений абсолютного давления от изменения температуры окружающей среды на каждые 10 °C, %.

6.4.3.11 Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код определяют по формуле:

о = —— • у    ,

(12)

пРивк J ' пРивк ’

где Др - абсолютная погрешность преобразования входных аналоговых сигналов по каналу измерения расхода, мА;

/      - - показание контроллера в i -той реперной точке, мА;

упривк - пределы допускаемой приведенной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код, %.

  • 6.4.3.12  Определение абсолютной погрешности преобразования входных аналоговых сигналов по каналу измерения абсолютного давления.

Контроллер переводят в режим поверки измерительного канала. Проверяют передачу информации на участке линии связи: датчик давления Метран-150 - контроллер.

Для этого отключают датчик давления Метран-150 и с помощью калибратора подают на вход контроллера с учетом линии связи аналоговые сигналы (для аналогового сигнала 4-20 мА это: 4 мА, 8 мА, 12 мА, 16 мА, 20 мА) и считывают значение тока для соответствующего давления с дисплея контроллера или с экрана ПЭВМ.

По результатам измерений в каждой реперной точке вычисляют абсолютную погрешность по формуле (4)

Результаты поверки считаются положительными, если пределы абсолютной погрешности не превышают ±0,015 мА.

  • 6.4.3.13  Пределы допускаемой относительной погрешности определения коэффициента сжимаемости СНГ определяется по формуле:

8К = ^5К^+8К^+8К^,               (13)

где

м

Жид

  • - методическая погрешность определения коэффициента сжимаемости СНГ, %;

  • - относительная погрешность определения коэффициента сжимаемости СНГ, связанная с погрешностью измерения исходных данных, %;

  • - относительное изменение значения коэффициента сжимаемости СНГ, %.

  • 6.4.3.14 Относительная погрешность определения коэффициента сжимаемости СНГ, связанная с погрешностью измерения исходных данных определяется по формуле:

    5

(14)

  • - относительная погрешность определения z'-ro компонента в газовой смеси, %;

  • - коэффициенты влияния z'-ro компонента в газовой смеси на коэффициент сжимаемости.

  • 6.4.3.15 Коэффициенты влияния z'-ro компонента в газовой смеси на коэффициент сжимаемости определяются по формуле:

    (15)

Axz К

где ДАТ - изменение значения коэффициента сжимаемости А"при изменении содержания z'-ro компонента в газовой смеси х, на величину Дх(,%;

объема СНГ,

  • 6.4.3.16  Предел относительной погрешности измерений приведенного к стандартным условиям 5VC, %, определяют по формуле:

\ =

(16)

расхода СНГ,

где 8п

Яс

  • — относительная погрешность измерений объемного приведенного к стандартным условиям, %;

  • - относительная погрешность ИВК определения интервала времени (измерения текущего времени), %.

  • 6.4.3.17 Результаты испытаний считаются положительными, если пределы относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по формуле (2) не превышают:

±2,0 % для УУ СНГ на КС, УУ СНГ на ФНД, УУ СНГ на ФВД, УУ СНГ на ГФУ;

±2,5 % для УУ СНГ на котельную, УУ СНГ на печи, УУ СНГ на ФС..

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1. Результаты поверки заносят в протокол произвольной формы.

  • 7.2. Положительные результаты поверки оформляют свидетельством по Приказу Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или паспорт.

  • 7.3. При отрицательных результатах поверки систему измерений не допускают к применению, свидетельство о поверке аннулируется и выписывается извещение о непригодности к применению.

Приложение А

(обязательное)

Список нормативных документов на поверку СИ, входящих в состав системы

измерений.

Наименование СИ

Нормативный документ

Расходомер газа ультразвуковой Flowsic

100

МП 43980-10 «Инструкция. ГСИ. Расходомеры газа ультразвуковые Flowsic 100. Методика поверки», утвержденный ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» в марте 2010 г., с изменением № 1 от 18.03.2015 г. и изменением №2 от 10.11.2015 г.

Счетчик газа КТМ100 РУС

МП 0239-13-2015 «Инструкция. ГСИ. Счетчики газа КТМ100 РУС. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 25 января 2015 г.

Расходомер вихревой Prowirl

МП 15202-14 «ГСИ. Расходомеры вихревые Prowirl. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 г.

Датчик давления Метран-150ТА

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в ноябре 2013 г.

Термопреобразователь               с

унифицированным выходным сигналом Метран-270

Раздел 3.4 Руководства по эксплуатации 271.01.00.000 РЭ, утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в сентябр 2011 г.

Термопреобразователь               с

унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820

«Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в январе 2006 г.

Термопреобразователь               с

унифицированным выходным сигналом тему

Раздел 2.5 «Методики поверки» руководства по эксплуатации 2.821.071 РЭ

Комплекс              измерительно-

вычислительный «ОКТОПУС-Л»

МП 0177-2-2014 «Инструкция. ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные    «ОКТОПУС-Л

(«OCTOPUS-L»).      Методика     поверки»,

утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 09 сентября 2014 г.

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель