Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-6» (НА.ГНМЦ.0461-20 МП)

СОГЛАСОВАНО

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИ КГ-6

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0461-20 МП

Казань 2020

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г.Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Березовский Е.В., к.т.н,

Хусаинов Р.Р.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (далее - СИКГ), приведенного к стандартным условиям, подаваемого на факел высокого давления, и устанавливает методику ее периодической поверки.

Поверка СИКГ в соответствии с настоящей методикой поверки обеспечивает передачу единиц объемного расхода газа от рабочего эталона 1-ого разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений объемного и массового расходов газа, утвержденной приказом Росстандарта от 29.12.2018 г. № 2825 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа», что обеспечивает прослеживаемость к ГЭТ 118-2017 «Государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа». Поверка СИКГ осуществляется косвенным методом.

Отсутствует возможность проведение поверки на меньшем числе измеряемых величин и поддиапазонов измерений.

Интервал между поверками СИКГ: четыре года.

2.1 При проведении поверки выполняют следующие операции, указанные в таблице 1:

Таблица 1 - операции поверки

2.2 При получении отрицательных результатов при выполнении любой из операций поверка прекращается.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на поверку СИ, входящих в состав СИКГ.

• 4.1 Многофункциональный калибратор ASC300-R, диапазон измерения/воспроизведения токового сигнала от 0 до 24 мА, пределы допускаемой погрешности в режиме измерения/воспроизведения токового сигнала ± 0,015 % от показания ± 2 мкА.

• 4.2 Угломер, диапазон измерений от 0 до 180 °, пределы допускаемой погрешности ±0,1 °.

• 4.3  Поверочная расходомерная установка с пределом основной относительной погрешности ±0,3 %.

• 4.3 Другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКГ.

• 4.4 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 декабря 2020 г. №534;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - Постановление Правительства Российской Федерации «Об утверждении правил противопожарного режима в Российской Федерации» от 16.09.2020г. №1479;

• - СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»;

• - СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования»;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

• 6.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКГ следующим требованиям:

• - комплектность СИКГ должна соответствовать технической документации;

• - 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.

• 6.2 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКГ, должна быть обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описаниями типа СИ.

• 7.1 При подготовке к поверке СИКГ проверяют наличие актуальных сведений о поверке в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений СИ, входящих в состав СИКГ.

• 7.2 Опробование

Проверяют отсутствие сообщений об ошибках и соответствие текущих измеренных СИКГ значений температуры, давления, объемного расхода данным, отраженным в описании типа СИКГ.

Результаты опробования считают положительными, если текущие измеренные СИКГ значения температуры, давления, объемного расхода соответствуют данным, отраженным в описании типа СИКГ, а также отсутствуют сообщения об ошибках.

• 8.1 Подтверждение соответствия ПО СИКГ.

Проверяют версию программного обеспечения вычислителя УВП-280.

Чтобы определить номер версии ПО вычислителя УВП-280 необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

Необходимо нажать на кнопку «F2», находящуюся на лицевой стороне вычислителя УВП-280, выбрать функцию «сервис», далее выбрать строку «Информация», для вывода информации на дисплей вычислителя УВП-280 нажать на кнопку «F1».

Проверку цифрового идентификатора ПО вычислителя УВП-280 не проводят, поскольку вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.

Занести информацию в соответствующие разделы протокола.

8.2. Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКГ и полученные в ходе выполнения п.8.1, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКГ программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 9.1 Определение MX СИ

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИ и (или) знаков поверки на СИ, и (или) записей и знаков поверки в паспортах (формулярах) СИ, и (или) сведений в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений о поверке СИ, входящих в состав СИКГ.

Допускается применение методик поверки приведенных в описании типа СИ, входящих в состав СИКГ, и утвержденных при их испытаниях

• 9.2 Определение относительной погрешности измерений объема СНГ, приведенного к стандартным условиям.

Относительную погрешность измерений объема СНГ, приведенного к стандартным условиям, 8_Vc, %, вычисляют по формуле

\     + К .                          (D

где

5_Qc - относительная погрешность измерений объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям, %;

- относительная погрешность измерений времени, %. Определяется в соответствии со свидетельством о поверке вычислителя УВП-280.

Относительную погрешность измерений объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям, %, вычисляют по формуле

рабочих условиях, %;

относительная погрешность вычисления объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям, %;

абсолютное давление СНГ, МПа;

Кр, К? - частные производные коэффициента сжимаемости газа, К, по

давлению и температуре, соответственно; относительная погрешность измерений давления СНГ, %; термодинамическая температура СНГ, К;

относительная погрешность измерений температуры СНГ, %; относительная погрешность определения коэффициента

где

6_рсг - относительная погрешность измерений расхода СНГ при рабочих условиях с помощью ультразвукового преобразователя расхода, %;

5_пр     - относительная погрешность преобразования выходного сигнала

ультразвукового преобразователя расхода, %.

0_s     - дополнительная составляющая относительной погрешности

измерений объемного расхода СНГ, обусловленная изменением геометрических параметров корпуса счетчика газа КТМ 100 РУС, %. Рассчитывают в соответствии с Приложением А ГОСТ 8.611.

Относительную погрешность измерений давления СНГ, 8_Р, %, вычисляют по формуле

N

где

число последовательно соединенных компонентов измерительной цепи, используемых для измерения давления СНГ;

составляющая погрешности измерений давления СНГ, вносимая i-м

компонентом, входящим в состав измерительной цепи с учетом дополнительных составляющих погрешности, %.

Относительную погрешность измерений температуры СНГ, 8_Т,  %,

вычисляют по формуле

_ 100 • (t_B — Си) ^т~ 273,15 + t

Л

где

I       - число последовательно соединенных компонентов измерительной

цепи, используемых для измерения температуры СНГ;

у_в., Ун, ” верхний и нижний предел измерений i-ro компонента измерительной цепи, соответственно;

- верхний и нижний предел измерений температуры, соответственно, °C;

8у.      - составляющая погрешности измерений температуры СНГ, вносимая

i-м компонентом, входящим в состав измерительной цепи с учетом дополнительных составляющих погрешности, %.

Относительную погрешность измерений коэффициента сжимаемости СНГ, 6_К, %, вычисляют по формуле

где

N       - количество компонентов смеси СНГ;

8_Kf - относительная погрешность, приписываемая уравнению состояния, применяемому для расчета коэффициента сжимаемости. Определяют в соответствии с таблицей 3 ГОСТ 30319.3-2015 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе»;

8_Кх     - относительный коэффициент чувствительности коэффициента

сжимаемости к изменению содержания i-ro компонента смеси СНГ;

6_Х.      - относительная   погрешность   определения содержания i-ro

компонента смеси СНГ, x_t, %. Определяют в соответствии с таб. 2 ГОСТ 31371.7-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов».

Относительные коэффициенты чувствительности коэффициента сжимаемости к изменению содержания i-ro компонента смеси СНГ, , ^xi вычисляют по формуле

_yl + AXj ^{н 7}

где

Axj - приращение мольной доли у-го компонента СНГ;

Частные производные коэффициента сжимаемости по температуре и давлению СНГ Кр, К? вычисляют по следующей общей формуле

^у         Ау

где

у       - значение измеряемой величины. В качестве значения измеряемой

величины принимается абсолютное давление (МПа) или абсолютная температура (К) СНГ;

Ау      - приращение измеряемой величины. Значение приращения

измеряемой величины рекомендуется выбирать не более абсолютной погрешности измерений величины у.

Значения относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, не должны превышать ±5 %.

При получении положительных результатов по п. 9 СИКГ считают соответствующей метрологическим требованиям, установленным при утверждении типа, а результат поверки положительным.

• 11.1 Результаты идентификации программного обеспечения оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 11.2 Результат расчета относительной погрешности объема СНГ, приведенного к стандартным условиям, оформляют протоколом в свободной форме.

• 11.3 Сведения о результатах поверки средств измерений в целях подтверждения поверки передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

При положительных результатах поверки, в случае оформления свидетельства о поверке СИКГ руководствуются требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России №2510 от 31.07.2020 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения относительной погрешности измерений объема СНГ, приведенного к стандартным условиям, и соответствующий им диапазон измерений объема СНГ при стандартных условиях;

• - идентификационные признаки программного обеспечения СИКГ.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКГ.

• 11.4 При отрицательных результатах поверки, в случае недопуска СИКГ к эксплуатации, руководствуются требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России № 2510 от 31.07.2020 г.

Форма протокола подтверждения соответствия программного обеспечения СИКГ Протокол №1

подтверждения соответствия программного обеспечения СИКГ

Место проведения поверки:______________________________________________________________________________________

НаименованиеСИ:___________

Заводской номер СИ: №__________________________________________________________________________________

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Заключение: ПО СИКГ соответствует / не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа СИКГ.

Должность лица проводившего поверку:

9