Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) «Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления» (СИКГ-9) (АО «Востсибнефтегаз»)» (НА.ГНМЦ.0455-20 МП)

СОГЛАСОВАНО

ОП ГНМЦ ‘еавтоматика»

vl.C. Немиров

11       2020 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) «Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления» (СИКГ-9) (АО «Востсибнефтегаз»)

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0455-20 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 от компрессорной станции низкого 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 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.

2.1 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 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.

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 «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.

• 9.1 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

<4 =     + 02 • 5£ + ^ • ^ + <5_ВЫЧ + 5* + 52,                       (1)

где

<5q_p - 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;

8_р     - пределы допускаемой относительной погрешности измерений

абсолютного давления СНГ, %;

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

8_Т - пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютной температуры СНГ, %;

£_Выч    - 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

п

(2)

где

п      - число последовательно соединенных измерительных

преобразователей, используемых для измерения давления;

8_pi - относительная погрешность i-oro измерительного преобразователя давления с учетом дополнительных погрешностей, %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений температуры вычисляют по формуле

(3)

где

t - измеренное значение температуры СНГ, усредненное за отчетный период, °C;

Т_в - верхний предел измерений температуры, °C;

Т_н - нижний предел измерений температуры, °C;

Ду, - абсолютная погрешность /-го преобразователя температуры, °C;

у_в - верхний предел измерений температуры /-го преобразователя температуры, °C;

у_Н/ - нижний предел измерений температуры /-го преобразователя температуры, °C.

Пределы относительной погрешности вычислений коэффициента сжимаемости СНГ, 8_К , %, вычисляют по формуле

п

i-1

где

п     -   количество компонентов смеси СНГ;

8_Мр   ~   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», %;

д_х - коэффициент влияния молярной доли /-го компонента СНГ на коэффициент сжимаемости;

8_Х - пределы погрешности определения молярной доли /-го компонента СНГ, %.

Пределы относительной погрешности определения молярной доли /-го компонента СНГ вычисляют по формуле

где

наибольшее и наименьшее значения молярной доли i-ro компонента СНГ, %.

Коэффициенты влияния вычисляют по формуле

У±

9 У

где

yi    -   i-ый измеряемый параметр;

у     -   величина, зависящая от параметров;

Ду,- - абсолютная погрешность i-oro измеряемого параметра;

Ду - изменение определяемой величины при изменении параметра у, на значение Ду,.

Погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, не должны превышать ±3 %.

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:

Дата поверки: «______»   _____________ 20___г.

9