Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС-1 с УПСВ Пограничного месторождения» (МП 0535-13-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

«УТВЕРЖДАЮ»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС-1 с УПСВ Пограничного месторождения

Методика поверки

МП 0535-13-2016

Начальник отдела НИО-13

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» на ДНС-1 с УПСВ Пограничного месторождения (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 пяти измерительных линий различной конструкции, объединенные общим ИВК:

• - ИЛ узла учета СНГ на компрессорную станцию ДНС-1 с УПСВ Пограничного месторождения (далее - УУ СНГ на КС). Номинальный диаметр DN200;

• - ИЛ узла учета СНГ на факел низкого давления ДНС-1 с УПСВ Пограничного месторождения (далее - УУ СНГ на ФНД). Номинальный диаметр DN200;

• - ИЛ узла учета СНГ на печи ДНС-1 с УПСВ Пограничного месторождения (далее -УУ СНГ на печи). Номинальный диаметр DN80;

• - ИЛ узла учета СНГ на линию дежурного горения факельных систем (далее - УУ СНГ на ФС). Номинальный диаметр DN40.

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 операции, представленные в таблице 1:

Т а б л и ц а 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 поверяемых систем 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.

• 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 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-Ь») (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) где 7, - показание контроллера в i -той реперной точке, мА

I - показание калибратора в i -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 печи, УУ СНГ на ФС осуществляется по следующим формулам:

• 6.4.6.1 Относительную погрешность измерений объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям <5^ , %, определяют по формуле:

+ 6_К + ^ивк >                        (2)

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

$_т - коэффициент влияния температуры на коэффициент сжимаемости СНГ;

8   — пределы допускаемой относительной погрешности измерения температуры, %;

- коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости СНГ;

д_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения абсолютного давления, %;

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

8_ИВК ~ ^пР^еД^елы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении объемного (массового) 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:

⁼ ^<1ПР +$^пРивк '                            (3)

где 8     - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении

объемного расхода СНГ в рабочих условиях, %;

8_пр - 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:

^ипРивк J ' ^пРивк^{,                                1} ’

• - верхнее и нижнее значения аналогового сигнала соответственно, мА;

• - 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:

  

(5)

влияния давления на коэффициент сжимаемости СНГ (6)

• 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-270:

5

• 6.4.6.11 Коэффициенты влияния z-го компонента в газовой смеси на коэффициент сжимаемости определяются по формуле:

  

  ЬК х^_

  К’

  (13)

где АК - изменение значения коэффициента сжимаемости Л^при изменении содержания /-го компонента в газовой смеси х, на величину ,%.

• 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

к стандартным условиям, %;

8_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:

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

±2,5 % для УУ СНГ на печи, УУ СНГ на ФС.

• 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.