Методика поверки «Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения» (МП 0527-13-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

«УТВЕРЖДАЮ»

А.С. Тайбинский

« 14 » декабря 2016 г.

XT⁷"

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения

Методика поверки

МП 0527-13-2016

Начальник отдела НИО-13

А.И. Горчев

Тел. (843)272-11-24

г. Казань

2016 г.

РАЗРАБОТАНА     ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДЕНА     ФГУП «ВНИИР»

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

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

ИЛ узла учета СНГ на ХКС ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения (далее - УУ СНГ на ХКС). Номинальный диаметр DN300;

ИЛ узла учета СНГ на факел низкого давления ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения (далее - УУ СНГ на ФНД). Номинальный диаметр DN200;

ИЛ узла учета СНГ на факел высокого давления ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения (далее - УУ СНГ на ФВД); Номинальный диаметр DN200;

ИЛ узла учета СНГ на котельную ДНС-2 с УПСВ Спорышевского месторождения (далее - УУ СНГ на котельную). Номинальный диаметр DN100;

ИЛ узла учета СНГ на линию дежурного горения факельных систем (далее - УУ СНГ на ФС). Номинальный диаметр DN50.

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

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: Таблица!

Продолжение таблицы 1

• 2.1 При проведении поверки применяют следующие средства:

• - калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон воспроизведения токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ±0,015% от показания ±2 мкА;

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, диапазон измерений от 0 до 55 °C, цена деления 0,1 °C;

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

• - гигрометр психрометрический ВИТ, диапазон измерений относительной влажности от 30% до 80%, цена деления термометров 0,5 °C

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

• 2.3 Допускается применять другие типы СИ с характеристиками, не уступающими указанным, аттестованных и поверенных в установленном порядке.

• 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

• 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 или поверительные клейма применяемых СИ.

• 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 следующим требованиям:

• - длины прямых участков измерительного трубопровода до и после расходомера газа ультразвукового Flowsic 100 и расходомера вихревого Prowirl (далее - расходомер) должны соответствовать требованиям, установленным изготовителем расходомера.

• - комплектность системы должна соответствовать РЭ;

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

• - надписи и обозначения на компонентах системы 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-L») (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 газа в рабочих условиях, погрешности при определении объемного расхода и объема газа, 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 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-150ТА -контроллер.

Для этого отключают датчик давления Метран-150ТА 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

<5,                                                  0)

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.

• 6.4.4 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 (термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820) - контроллер.

Для этого отключают термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270 или термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 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 (1).

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

• 6.4.5 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 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 расхода с дисплея контроллера или с экрана ПЭВМ.

По результатам измерений в каждой реперной точке вычисляют абсолютную погрешность по формуле (1).

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

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

По метрологическим характеристикам применяемых средств измерений рассчитывают общую результирующую погрешность определения расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

Расчет относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям для УУ СНГ на ХКС, УУ СНГ на ФНД, УУ СНГ на котельную, УУ СНГ на ФВД и УУ СНГ на ФС осуществляется по следующим формулам:

• 6.4.6.1 Относительную погрешность измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям , %, определяют по формуле:

^q_c ⁼ yftq ⁺ &Г$Т ⁺ $Р$Р + ^ + $ИВК ’                      (2)

где: 3   - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного

расхода газа в рабочих условиях, %;

З_т - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при измерении времени, %;

i9_r - коэффициент влияния температуры на коэффициент сжимаемости газа

S_p - коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости газа;

3   - пределы допускаемой относительной погрешности измерения абсолютного

давления, %;

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

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

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного расхода газа в рабочих условиях определяются по формуле:

_Q df Т

^Т дТ f

6.4.6.5 Коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости газа

определяют по формуле:

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

при использовании в качестве СИ температуры термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом Метран-276:

А²

. у

₄t_H + 273,15 ^toCH _J

где:   t_e, tf ~ верхний и нижний пределы шкалы СИ температуры, °C;

у - основная приведенная погрешность СИ температуры, %;

♦осн

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

- 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: А₉₀₂₈₂₀ - пределы допускаемой абсолютной погрешности СИ температуры, °C;

при этом значение переменной t_H3M не выходит за пределы настроенного диапазона измерений используемого термопреобразователя

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

8_р ~ +

г У “абс ^ПРИВК

где:   S_p , - пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютного

^а6с давления, %.

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

  

  (Ю)

‘абс

коэффициента сжимаемости газа определяется по формуле:

где: Ж_м - методическая погрешность определения коэффициента сжимаемости, %; Ж - относительная погрешность определения коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных, %;

Ж_н - относительное изменение значения коэффициента сжимаемости по п. 9.2.4, %.

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

(12)

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

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

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

  (13)

Дх, К

где: ДАТ - изменение значения коэффициента сжимаемости АГпри изменении содержания z-ro компонента в газовой смеси х, на величину Дх,,%;

• 6.4.6.12 Предел относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям 8V_C, %, определяют по формуле

$V_C ⁼ ]$q_c ⁺   ’                           (I⁴)

где: 8   - относительная погрешность измерений объемного расхода газа, приведенного

к стандартным условиям, %;

8_Т - относительная погрешность ИВК определения интервала времени (измерения текущего времени), %.

• 6.4.6.13 Результаты поверки 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 ХКС и УУ СНГ ФВД;

± 2,5 % для УУ СНГ на ФНД, УУ СНГ на котельную и 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.