Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения» (МП 0532-13-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

«УТВЕРЖДАЮ»

ра по развитию

А.С. Тайбинский

декабря 2016 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения

Методика поверки

МП 0532-13-2016

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» на ДНС с УПСВ Чатылькинского 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 (массового) расхода (объема) свободного нефтяного газа (далее - СНГ) при рабочих условиях и приведения объемного (массового) 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 ФНД ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения (далее - УУ СНГ на ФНД). Номинальный диаметр DN300;

• - ИЛ узла учета СНГ на ФВД ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения (далее - УУ СНГ на ФВД). Номинальный диаметр DN400;

• - ИЛ узла учета СНГ на блок подготовки газа №1 ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения (далее - УУ СНГ на БПГ №1). Номинальный диаметр DN40;

• - ИЛ узла учета СНГ на блок подготовки газа №2 ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения (далее - УУ СНГ на БПГ №2). Номинальный диаметр DN40;

• - ИЛ узла учета СНГ на блок подготовки газа №3 ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения (далее - УУ СНГ на БПГ №3). Номинальный диаметр DN40;

• - ИЛ узла учета СНГ на горизонтальную факельную установку Чатылькинского месторождения (далее - УУ СНГ на ГФУ). Номинальный диаметр DN250;

• - ИЛ узла учета СНГ на дежурное горение факельной установки ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения (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 следующие операции, представленные в таблице 1.

Таблица!

Продожение 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.

4.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:

- измеряемая среда                                   свободный нефтяной газ

• 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 счетчика теплового t-mass, счетчика газа КТМ100 РУС 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/уменьшении 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-JI» 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 L - 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 ТСПУ 902820 (ТСМУ) - контроллер.

Для этого отключают термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (ТСМУ) 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 ФНД, УУ СНГ на ФВД, УУ СНГ на БПГ-1, УУ СНГ на БПГ-2, УУ СНГ на БПГ-3, УУ СНГ на ГФУ, УУ СНГ на ФС осуществляется по следующим формулам:

• 6.4.6.1  Относительную погрешность измерений объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям d_qc, %, при применении расходомера вихревого Prowirl и счетчика газа КТМ100 РУС определяют по формуле:

= yjд² + &$д² + 3²_Рд²_Р+д² + д²_ивк ,                         (2)

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

З_т - коэффициент влияния температуры на коэффициент сжимаемости СНГ;

З_р - коэффициент влияния давления на коэффициент сжимаемости СНГ;

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

З_г - пределы допускаемой относительной погрешности измерения температуры, %;

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

д_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 (массового) расхода СНГ в рабочих условиях определяются по формуле:

“ у&пр +$пр_ивк >                           (3)

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

д_пр„_вк - 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:

£    = /в Z4. у                             /₄л

^ипРивк J ^^пРивк’                                '

•‘н

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:

  

  + ³"Ривк '

(9)

где 8_р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютного давления, %.

• 6.4.6.8 Пределы допускаемой относительной погрешности определения абсолютного давления определяют по формуле:

  

(Ю)

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

  

(И)

где 8К_и - методическая погрешность определения коэффициента сжимаемости, %; Ж - относительная погрешность определения коэффициента сжимаемости,

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 8х,  - относительная погрешность определения z-ro компонента в газовой смеси, %;

(йх, - 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:

  

  --х —

  Ах,. К’

  (13)

где ДЛ? - изменение значения коэффициента сжимаемости Хпри изменении содержания

z-ro компонента в газовой смеси х, на величину Ах,,%.

• 6.4.6.12 Предел относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям 8V_C, %, определяют по формуле:

  

  - относительная погрешность измерений объемного расхода газа, приведенного

  

  ^где

к стандартным условиям, %;

8_Т - относительная погрешность ИВК определения интервала времени (измерения текущего времени), %.

• 6.4.6.13 Пределы относительной погрешности измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям 3_qc, % при применении расходомера-счетчика теплового t-mass определяют по формуле:

  

где 8_WM - предел относительной погрешности измерений среднерасходной массовой скорости газа расходомером t-mass 651, %;

8_d - относительная погрешность определения внутреннего диаметра ИТ, %;

8    - методическая относительная погрешность определения плотности газа при

• 6.4.6.14 Предел относительная погрешности измерений среднерасходной массовой скорости газа расходомером t-mass 651 определяют по формуле:

  

(16)

где Q_U1 - верхнее значение шкалы по массовому расходу, кг/ч;

Q_T - измерение значение массового расхода, кг/ч.

• 6.4.6.15 Предел относительной погрешности определения внутреннего диаметра

ИТ вычисляют с учетом дополнительной погрешности и определяют по формуле:

5

(П)

где §_а - дополнительная погрешность определения внутреннего диаметра ИТ при рабочей температуре, %;

д_ои - относительная погрешность измерения внутреннего диаметра ИТ, %.

• 6.4.6.16 Предел относительной погрешности ИВК при преобразовании аналогового сигнала в цифровой код определяют по формуле (4).

• 6.4.6.17 Предел относительной погрешности определения плотности газа при

стандартных условиях 5рс определяют по формуле:

(18)

^где ^_Рсм ~ методическая абсолютная погрешность определения плотности газа при стандартных условиях;

д _Sx ~ дополнительная погрешность плотности газа при стандартных условиях, связанная с погрешностью определения содержания компонентов.

(20)

где к_х, - коэффициент влияния содержания компонента газа х₁ на р_с; п - общие число компонентов газа;

d_xi - относительные погрешности определения условно-постоянных значений содержания компонентов газа, %;

х, - содержание i-ro компонентного газа в молярных долях;

Др_с - изменение величины р_с при изменении х, на Дх,.;

Дх,. - изменение величины х,; р_с - плотность газа при стандартных условиях, кг/м³.

где Дх, - абсолютная погрешность определения содержания i-ro компонента СИ (хроматографа), % объема;

х_и - содержание i-ro компонента, текущего j-ro и предыдущего (j-l)-ro определения x_t соответственно, % объема.

Дх,_Дт - допускаемое изменение содержания i-ro компонента в течении интервала времени между двумя определениями компонентного состава газа.

• 6.4.7 Результаты поверки считаются положительными, если пределы относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по формуле (2) и (15) не превышают:

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

±2,5 % для УУ СНГ на БПГ-1, УУ СНГ на БПГ-2, УУ СНГ на БПГ-3, 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.