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

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

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.

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

Таблица 1

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 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.

• 3.1 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

• - 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

• 5.1 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.

• 6.1 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 ~1_У>, (1) где 7, - показание контроллера в i -той реперной точке, мА;

1_у1 - 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 ⁼           + &_р6_р + $_к + $_ивк , (2)

где S_q - 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;

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

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

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

З_ивк ~ 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, 1_Н - верхнее и нижнее значения аналогового сигнала соответственно, мА;

У_привк - 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:

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

y_t - 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:

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:

З_р —               1

Р У “абс ^ПРИВК ’

где 8_Р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютного

^габс

давления, %.

• 6.4.6.8   Пределы допускаемой относительной погрешности определения

абсолютного давления определяют по формуле:

З_р = [3*_Р +3_Р ,                             (10)

‘абс У ^Г°^{сн Г}доп                                                '

где   8р_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 Ж_м - методическая погрешность определения коэффициента сжимаемости, %;

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

Ж_нс - 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 8V_C, %, определяют по формуле:

  
  

где 8  - относительная погрешность измерений объемного расхода газа, приведенного

Чс к стандартным условиям, %;

6_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: 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

• 7.1. 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.