Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения» (НА.ГНМЦ.0447-20 МП)

Методика поверки

Тип документа

ГСОЕИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения

Наименование

НА.ГНМЦ.0447-20 МП

Обозначение документа

АО Нефтеавтоматика

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

СОГЛАСОВАНО

Директор ОП ГНМЦ

VI.С. Немиров

11       2020 г.

Х>/% /■ КАЗА'* ^^^fCTBOj^X

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0447-20 МП

Казань 2020

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Березовский Е.В., к.т.н,

Хусаинов Р.Р.

1 Общие положения

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (далее - СИКГ), приведенного к стандартным условиям, подаваемого на ГКС, 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 Госстандарта 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 Перечень операций поверки

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

Таблица 1 - операции поверки

Наименование операции

Номер пункта методики поверки

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

1. Внешний осмотр

6.1

Да

Да

2. Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СИКГ

6.2

Да

Да

3. Опробование

6.3

Да

Да

4. Определение метрологических характеристик (MX) СИ

6.4

Да

Да

5. Подтверждение соответствия СИКГ метрологическим требованиям

6.5

Да

Да

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

3 Условия поверки

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

4 Метрологические и технические требования к средствам поверки
  • 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 абсолютной погрешности ±0,1°.

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

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

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

5 Требования (условия) по обеспечению безопасности проведения поверки

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 Внешний осмотр СИКГ
  • 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 Подготовка к поверке и опробование
  • 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 Проверка программного обеспечения СИКГ
  • 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 «И».

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 Определение метрологических характеристик СИКГ
  • 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, 5Vc, %, вычисляют по формуле

<4 =      + 7$ • а2 + <з2 • а2 + ав2ыч + а2 + 7,                         (1)

где

5qp - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода СНГ в рабочих условиях, принимаемые равными пределам допускаемой относительной погрешности расходомера, %;

  • -  коэффициент влияния абсолютного давления на объем СНГ, приведенный к стандартным условиям;

  • -  пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютного давления СНГ, %;

  • -  коэффициент влияния абсолютной температуры на объем СНГ, приведенный к стандартным условиям;

пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютной температуры СНГ, %;

пределы допускаемой относительной погрешности вычислений объемного расхода, приведенного к стандартным условиям, %;

пределы относительной погрешности вычислений коэффициента сжимаемости СНГ, %;

пределы допускаемой относительной погрешности измерений текущего времени.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютного давления вычисляют по формуле

8Т

^выч

8р =

( Рвпи

^наиб Рвпи\ , /

—-р +1

Рвпи\2 /

Уток~) + (

Рвпи\2

Ypc'~) ■

(2)

где Уро

Грд

^наиб

At

Рвпи Уток

Ypc

пределы допускаемой основной приведенной погрешности датчика давления, %;

пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности датчика давления, вызванной отклонением температуры окружающего воздуха от нормального значения (20 °C), %;

наибольшее отклонение температуры окружающего нормального значения, °C;

отклонение температуры окружающего воздуха от значения, для которого нормированы пределы дополнительной приведенной погрешности, °C; верхний предел измерений датчика давления, МПа; пределы допускаемой приведенной погрешности вычислителя при преобразовании входных токовых сигналов в цифровое значение измеряемых параметров, %;

пределы допускаемой приведенной погрешности блока размножения сигналов, %;

абсолютное давление СНГ, МПа.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютной

воздуха от

нормального допускаемой

температуры вычисляют по формуле

8Т =

^наиб

УСд ’ At

/ ^ток     ^впи ^нпи

\/ -7    273 15 + t

Х'ВПИ 'НПИ              ' I-

t -t \2

LBnH снпи \ 273,15 + Г/

• Юо) + (урс

^впи ^нпи\

273,15 + t)

(3)

где

At    -   пределы допускаемой основной   абсолютной погрешности

термопреобразователя, °C;

уСд    -   пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности

термопреобразователя, вызванной отклонением температуры окружающего воздуха от нормального значения (20 °C);

t - температура СНГ, °C;

гвпи “ верхний предел измерений термопреобразователя, °C;

гнпи _ нижний предел измерений термопреобразователя, °C.

Пределы относительной погрешности вычислений коэффициента сжимаемости СНГ, 6К , %, вычисляют по формуле

где и

$Мр

(4)

количество компонентов смеси СНГ;

пределы методической составляющей погрешности расчета коэффициента сжимаемости ГСССД МР 113-03 «Методика ГСССД. Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давления до 15 МПа», %; коэффициент влияния молярной доли /-го коэффициент сжимаемости;

пределы погрешности определения молярной СНГ, %.

Пределы относительной погрешности определения компонента СНГ вычисляют по формуле

I

компонента СНГ на

доли /-го компонента

молярной ДОЛИ /-ГО

(5)

где

6Х.

х1уп

Лх.

1ИЗМ

  • -   пределы составляющей относительной погрешности определения молярной доли /-го компонента СНГ от принятия молярной доли /-го компонента СНГ за условно-постоянный параметр, %;

  • -   пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений молярной доли /-го компонента СНГ по ГОСТ 31371.7-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов» или ГОСТ Р 53367-2009 «Газ горючий природный. Определение серосодержащих хроматографическим методом», %.

Пределы составляющей относительной погрешности

компонентов

определения молярной доли /-го компонента СНГ от принятия молярной доли /-го компонента СНГ за условно-постоянный параметр вычисляют по формуле

_ С^/наиб ^наим)

6Х.

х1уп

*наиб наим/ . 1QQ ^наиб   "^наим)

(6)

где

^1наиб’ X;

1наим

и наименьшее значения молярной доли i-ro компонента

наибольшее

СНГ, %.

Коэффициенты влияния молярной доли /-го компонента СНГ на коэффициент сжимаемости, i9x., вычисляют по формуле

Xi ЛКХ.

-я = —--—

Xl К AXi'

(7)

где

К

коэффициент сжимаемости СНГ. Коэффициент сжимаемости вычисляют по измеренным параметрам СНГ согласно ГСССД МР 113;

- изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении молярной доли i-ro компонента СНГ на Axh

Коэффициент влияния температуры СНГ на коэффициент сжимаемости, вычисляют по формуле

t + 273,15

(8)

где

ДКТ - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении температуры СНГ на ДТ.

Коэффициент влияния давления СНГ на коэффициент сжимаемости, i9p , вычисляют по формуле

ДКр

Др ’

(9)

где

ДКр - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении абсолютного давления СНГ на Др.

Значения относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, не должны превышать ±2,5 %.

10 Подтверждение соответствия СИКГ метрологическим требованиям

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

11 Оформление результатов поверки
  • 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

Приложение А

Место проведения поверки:_______________________________________________________________________________________

НаименованиеСИ:__________

Заводской номер СИ: №_________

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение, указанное в описании типа СИКГ

Значение, полученное во время проведения поверки СИКГ

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

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

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)

(инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______»   _____________ 20___г.

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель