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)

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.

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

Таблица!

Продолжение таблицы 1

• 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.

• 3.1 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.

• 4.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:

- измеряемая среда                                   свободный нефтяной газ

• - температура окружающего воздуха, °C

• - относительная влажность окружающего воздуха, %

• - атмосферное давление, кПа

• - напряжение питания, В

• - частота переменного тока, Гц

• - внешнее магнитное поле (кроме земного), вибрация

• 5.1 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.

• 6.1 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 S_qc, %, определяют по формуле

⁼ 7^9 ⁺ 8_Т5_Т + З_р8р + 8_К + 8_ИВК ,                      (1)

где 8   - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного

расхода СНГ в рабочих условиях, %;

д_т - коэффициент влияния температуры на коэффициент сжимаемости СНГ;

- коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости СНГ;

8   - пределы допускаемой относительной погрешности измерения абсолютного

давления, %;

З_т - пределы допускаемой относительной погрешности измерения температуры, %;

З_к - 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)

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

"Ривк у ' ^пРивк ’

(3)

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)

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.

6.4.3.5 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):

где

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

у - основная приведенная погрешность СИ температуры, %;

‘•осн

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

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

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

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

при этом значение переменной t_H3M 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}

• 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

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

о = —— • у    ,

^пРивк J ' ^пРивк ’

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

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

у_привк - 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:

• - 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)

Ax_z К

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

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

\ ⁼

• — 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..

• 7.1. 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.

(обязательное)

Список нормативных документов на поверку СИ, входящих в состав системы

измерений.