Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" ДНС-2 с УПСВ на Новогоднем месторождении» (МП 0528-13-2016)

Инструкция

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" ДНС-2 с УПСВ на Новогоднем месторождении

Наименование

МП 0528-13-2016

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

«УТВЕРЖДАЮ»

а по развитию

.С. Тайбинский

декабря 2016 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ДНС-2 с УПСВ на Новогоднем месторождении

Методика поверки

МП 0528-13-2016

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» ДНС-2 с УПСВ на Новогоднем месторождении (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 Новогоднего месторождения (далее -УУ СНГ на КС). Номинальный диаметр DN250;

  • - ИЛ узла учета СНГ на факел низкого давления ДНС-2 с УПСВ Новогоднего месторождения (далее - УУ СНГ на ФНД). Номинальный диаметр DN300;

  • - ИЛ узла учета СНГ на факел высокого давления ДНС-2 с УПСВ Новогоднего месторождения (далее - УУ СНГ на ФВД); Номинальный диаметр DN300;

  • - ИЛ узла учета СНГ на котельную ДНС-2 с УПСВ Новогоднего месторождения (далее - УУ СНГ на котельную). Номинальный диаметр DN40;

  • - ИЛ узла учета СНГ на печи ДНС-2 с УПСВ Новогоднего месторождения (далее -УУ СНГ на печи). Номинальный диаметр DN40;

  • - ИЛ узла учета СНГ на горизонтальную факельную установку ДНС-2 с УПСВ Новогоднего месторождения (далее - УУ СНГ на ГФУ). Номинальный диаметр DN250;

  • - ИЛ узла учета СНГ на дежурное горение факельной установки ДНС-2 с УПСВ Новогоднего месторождения (далее - УУ СНГ на ФС). Номинальный диаметр DN80.

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.

1. Операции поверки

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

Таблица 1

Наименование операции

Номер пункта методики поверки

Проведение операции при:

первичной поверке

периодической поверке

1

2

3

4

Внешний осмотр

6.1

+

+

Проверка    выполнения    функциональных

возможностей системы измерений

6.2

+

+

Подтверждение соответствия программного обеспечения системы измерений

6.3

+

+

Определение метрологических характеристик (далее - MX):

6.4

+

+

- средств измерений (далее - СИ), входящих в состав системы измерений

6.4.2

+

+

Продолжение таблицы 1

Наименование операции

Номер пункта методики поверки

Проведение операции при:

первичной поверке

периодической поверке

1

2

3

4

- абсолютной погрешности преобразования входных аналоговых сигналов по каналу измерения абсолютного давления

6.4.3

+

+

- абсолютной погрешности преобразования входных аналоговых сигналов по каналу измерения температуры

6.4.4

+

+

- абсолютной погрешности преобразования входных аналоговых сигналов по каналу измерения расхода

6.4.5

+

+

относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям

6.4.6

+

+

Оформление результатов поверки

7

+

+

2. Средства поверки
  • 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 плюс 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 применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы измерений с требуемой точностью.

3. Требования безопасности
  • 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 Условия поверки
  • 4.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:

  • - измеряемая среда                                   свободный нефтяной газ

  • - температура окружающего воздуха, °C                          от +15 до +36

  • - относительная влажность окружающего воздуха, %                 от 30 до 80

  • - атмосферное давление, кПа                                     от 96 до 104

  • - напряжение питания, В

    220^3

    50±1 отсутствуют

  • - частота переменного тока, Гц

  • - внешнее магнитное поле (кроме земного), вибрация

5 Подготовка к поверке
  • 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 Проведение поверки
  • 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, расходомера-счетчика газа и пара GM868, счетчика газа ультразвукового Flowsic 600 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-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 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 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:

^ = 1 ~1У>, (1) где 7, - показание контроллера в i -той реперной точке, мА;

1у1 - показание калибратора в z -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 (ТСПУ 902820) - контроллер.

Для этого отключают термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270 (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 КС, УУ СНГ на ФНД, УУ СНГ на ФВД, УУ СНГ на котельную, УУ СНГ на печи, УУ СНГ на ГФУ и УУ СНГ на ФС осуществляется по следующим формулам:

  • 6.4.6.1  Относительную погрешность измерений объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям 8, %, определяют по формуле:

$Чс =           + &р6р + $к + $ивк , (2)

где Sq - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного расхода СНГ в рабочих условиях, %;

&т - коэффициент влияния температуры на коэффициент сжимаемости СНГ;

&Р - коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости СНГ;

8р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения абсолютного давления, %;

8Г - пределы допускаемой относительной погрешности измерения температуры, %;

8К - пределы допускаемой относительной погрешности определения коэффициента сжимаемости СНГ, %;

Зивк ~ пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям, %.

  • 6.4.6.2  Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного расхода СНГ в рабочих условиях определяются по формуле:

“ №пр + $пРивк ’

где 3    - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении

объемного расхода СНГ в рабочих условиях, %;

3„Ррвк ~ пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код, %.

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

J _/в.~4 .у                          /4ч

пРивк ]     ' пРивк ’                                1 '

-‘н

где   К, 1Н - верхнее и нижнее значения аналогового сигнала соответственно, мА;

Упривк - пределы допускаемой приведенной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код, %.

  • 6.4.6.4 Коэффициент влияния температуры на коэффициент сжимаемости СНГ определяют по формуле:

Q а/ т

(5)

  • 6.4.6.5 Коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости СНГ 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:

te-tH

+273,15’Z'oc",

t —t            \

18____у А

vtH+ 273,15 <мп \

2

+ ^»Ривк ’

(7)

где   te, t. - верхний и нижний пределы шкалы СИ температуры, °C;

yt - основная приведенная погрешность СИ температуры, %;

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

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

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

^902820

^изм+273,15,

у

+ $пРивк ’

(8)

где А902820 _ пределы допускаемой абсолютной погрешности СИ температуры, °C; при этом значение переменной tH3M не выходит за пределы настроенного диапазона измерений используемого термопреобразователя.

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

Зр —               1

(9)

Р У “абс ПРИВК ’

где 8Р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютного

габс

давления, %.

  • 6.4.6.8   Пределы допускаемой относительной погрешности определения

абсолютного давления определяют по формуле:

Зр = [3*Р +3Р ,                             (10)

‘абс У Г°сн Гдоп                                                '

где   осн - пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений

абсолютного давления, %;

8 Рдоп ~ пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности измерений абсолютного давления от изменения температуры окружающей среды на каждые 10 °C, %.

  • 6.4.6.9 Пределы допускаемой относительной погрешности определения коэффициента сжимаемости СНГ определяется по формуле:

    (И)

где Жм - методическая погрешность определения коэффициента сжимаемости, %;

Жид - относительная погрешность определения коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных, %;

Жнс - относительное изменение значения коэффициента сжимаемости, %.

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

    (12)

где <&, - относительная погрешность определения z-ro компонента в газовой смеси, %; «9х, - 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)

где ЛА? - изменение значения коэффициента сжимаемости А" при 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 8VC, %, определяют по формуле:

где 8  - относительная погрешность измерений объемного расхода газа, приведенного

Чс к стандартным условиям, %;

6Т - 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: на ФС.

    ±2,0 % для УУ СНГ на КС, УУ СНГ ФВД и УУ СНГ на ФНД;

    ±2,5 % для УУ СНГ на котельную, УУ СНГ на печи, УУ СНГ на ГФУ и УУ СНГ

7 Оформление результатов поверки
  • 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.

Приложение А

(обязательное)

Список нормативных документов на поверку СИ, входящих в состав системы

измерений.

Наименование СИ

Нормативный документ

Расходомер газа ультразвуковой Flowsic

100

МП 43980-10 «Инструкция. ГСИ. Расходомеры газа ультразвуковые FLOWSIC 100. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» в марте 201 г., с изменением № 1 от 18 марта 2015 г. и изменением № 2 от 10 ноября 2015 г.

Счетчик газа ультразвуковой Flowsic

600

МП 43981-11   «ГСИ.   Счетчики газа

ультразвуковые FLOWSIC 600. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» в 2010 г.

Расходомер-счетчик газа и пара GM868

МП 50009-12 «Расходомеры-счетчики газа и пара GF868, GM868, XGM868, GS868, XGS868, GC868, PT878GC, CTF878, IGM878. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 8 декабря 2011 г.

Расходомер вихревой Prowirl

МП 15202-14 «ГСИ. Расходомеры вихревые Prowirl. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 г.

Датчик давления Метран-150ТА

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в ноябре 2013 г.

Термопреобразователь               с

унифицированным выходным сигналом Метран-270

Раздел 3.4 Руководства по эксплуатации 271.01.00.000 РЭ, утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в сентябр 2011 г.

Термопреобразователь               с

унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820

«Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в январе 2006 г.

Комплекс              измерительно

вычислительный «ОКТОПУС-Л»

МП 0177-2-2014 «Инструкция. ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные «ОКТ ОПУ С-Л («OCTOPUS-L»).      Методика     поверки»,

утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 09 сентября 2014 г.

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель