Методика поверки «гси.УСТАНОВКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ЦИКЛОН» (МП 0916-9-2019)

Методика поверки

Тип документа

гси.УСТАНОВКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ЦИКЛОН

Наименование

МП 0916-9-2019

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»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

УСТАНОВКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ЦИКЛОН

Методика поверки

МП 0916-9-2019

г. Казань, 2019 г.

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Тонконог М.И.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика распространяется на установки измерительные «ЦИКЛОН» (в дальнейшем - установки) изготавливаемые в соответствии с ТУ 4318 - 002 - 12978946 - 06 и устанавливает методику их поверки при выпуске из производства, в эксплуатации и после ремонта.

Интервал между поверками - 4 года.

Первичная и периодическая поверка установки может проводится двумя способами:

  • - проливным способом с применением эталонов по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».

  • - поэлементно для каждого средства измерения, входящего в состав установки, а также для блока измерений и обработки информации БИОИ-2 (в дальнейшем - блок измерений).

1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

1.1 При проведении поверки проводят операции, указанные в таблице 1. Таблица! - Операции поверки

Наименование операции

Номер пункта документа по поверке

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Внешний осмотр

6.1

Да

Да

Опробование

6.2

Да

Да

Проверка идентификационных данных программного обеспечения (ПО)

6.3

Да

Да

Определение метрологических характеристик установки

6.4

Да

Да

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

  • 2.1 При проведении поэлементной поверки.

  • 2.1.1 При проведении поэлементной поверки применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - СИ), перечисленных в таблице 3.

  • 2.1.2 При утверждении изменений или новых редакций документов на методики поверки СИ, перечисленных в таблице 3, СИ, выпущенные после приказа о переоформлении свидетельства об утверждении типа, поверяются по вновь утвержденным методикам.

  • 2.1.3 Поверку вспомогательных СИ проводят по методикам поверки указанным в их описании типа.

  • 2.2 При проведении поверки проливным способом.

  • 2.2.1 При проведении поверки проливным способом используются следующие эталоны по ГОСТ 8.637-2013:

  • • эталоны 1-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) до 1,5 %.

  • • эталоны 2-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от 3 до 5 %.

  • 2.2.2  Допускается при проведении поверки применение Государственного первичного специального эталона единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011.

  • 2.2.3 Для поверки блока измерений БИОИ-2 применяются следующие средства поверки:

  • • генератор электрических сигналов (меандр, два канала или два генератора) с диапазоном частот от 0,01 до 100 Гц и погрешностью задания частоты не более ± 1-10'2 %, например, ГСС-10;

  • • калибратор постоянного тока с диапазоном от 0 до 20 мА и приведенной погрешностью задания силы тока не более ± 0,02 % ± 2 ЕМР, например, UPS-III;

  • • ПК с установленной ОС Windows и ПО «Монитор» (далее по тексту - ПО).

  • 2.2.4 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

  • 2.2.5  Все эталонные средства измерений должны быть аттестованы в установленном порядке.

3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
  • 3.1  Используемые при поверке электрические приборы и оборудование должны иметь надёжное заземление, соответствующее требованиям ГОСТ 12.1.030-81.

  • 3.2  Операции по монтажу и демонтажу СИ производить в спецодежде и с применением исправного инструмента.

  • 3.3  При проведении поверки должны соблюдаться «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и требования ГОСТ 12.2.007.0-75.

  • 3.4  Общие требования безопасности при проведении испытаний по ГОСТ 12.3.019-80.

4 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЯ
  • 4.1 К проведению поверки и оформлению результатов допускаются лица, имеющие право поверки средств измерений. Они должны пройти инструктаж по технике безопасности в установленном порядке, а также изучить эксплуатационную документацию на применяемые средства измерений и поверочное оборудование.

5 УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ
  • 5.1 Первичную поверку при выпуске установок из производства проводят проливным способом в поверочных лабораториях. Поверку проливным способом в поверочной лаборатории проводят при следующих условиях:

    - поверочные среды

    нефть (имитатор нефти), вода, газ (воздух);

    • - температура рабочей жидкости, °C

    • - температура окружающей среды, °C

    • - относительная влажность воздуха, %

    • - атмосферное давление, кПа

    от +15 до +25; от +15 до +25;

    от 30 до 80; от 84 до 106,7.

  • 5.2 Тряска, вибрации, влияющие на работу установки, не допускается.

  • 5.3 При поэлементной поверке СИ в составе установки соблюдают условия, указанные в документах на их методики поверки.

  • 5.4 Поверку блока БИОИ-2 проводят при условиях, указанных в п. 5.1.

6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ
  • 6.1 Внешний осмотр

    • 6.1.1  Визуальным осмотром проверяют отсутствие механических повреждений установок и целостность монтажных соединений. Результаты проверки считают удовлетворительными, если не обнаружено механических повреждений и не нарушена герметичность монтажных соединений.

    • 6.1.2  Проверяют соответствие комплектности установки, указанной в технической документации, соответствие мест установки и присоединения компонентов. Результаты проверки считают удовлетворительными, если комплектность, места установки и присоединения компонентов соответствуют указанным в технической документации.

    • 6.1.3  Проверяют соответствие внешнего вида и места нанесения маркировки предусмотренным в технической документации. Результаты проверки считают удовлетворительными, если внешний вид и маркировка соответствует требованиям технической документации.

    • 6.1.4  При внешнем осмотре визуально проверяют отсутствие дефектов рабочих поверхностей, препятствующих нормальной эксплуатации. Результаты проверки считают удовлетворительными, если при внешнем осмотре дефектов не выявлено.

  • 6.2 Опробование

    • 6.2.1 При поэлементной поверке опробование СИ, входящих в состав установки проводят согласно методикам поверки на эти СИ.

    • 6.2.2 При поверке проливным способом с применением эталонов по ГОСТ 8.637-2013:

Опробование установки проводят на эталоне 1 -го или 2-го разрядов (при поверке в лаборатории), либо с применением эталона 2-го разряда на коллекторе скважины (при поверке на месте эксплуатации).

Опробование установки проводят путем изменения параметров потока и качественной оценки реакции на такое изменение.

Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении (уменьшении) значения параметров потока соответствующим образом изменялись показания установки.

  • 6.3 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (ПО)

    • 6.3.1 Для проверки идентификационных данных ПО «БИОИ-2» необходимо:

Отключить и включить питание установки. Сразу после включения на индикаторе (рисунок 1) появится информация о идентификационном наименовании программного обеспечения ПО «БИОИ-2» - «БИОИ-2», номер версии ПО «БИОИ-2» - «2.06» и цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) ПО «БИОИ-2» - «7D90».

Рисунок 1 - Идентификационное наименование, номер версии (идентификационный номер) и цифровой идентификатор (контрольная сумма исполняемого кода) ПО «БИОИ-2»

  • 6.3.2 Проверка идентификационных данных ПО блоков БИОИ-2-04, БИОИ-2-05, БИОИ-2-06, БИОИ-2-07 проводится аналогично процедуре описанной в п. 6.3.1. Идентификационные данные ПО этих блоков приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО БИОИ-2-04, БИОИ-2-05, БИОИ-2-06, БИОИ-2-07

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

БИОИ-2

БИОИ-2-05

БИОИ-2-06

БИОИ-2-07

Номер версии ПО

не ниже 2.06

не ниже 1.05

не ниже 3.01

не ниже 3.02

Цифровой идентификатор ПО

7D90

6ВС12АВ0

473Е

A8F0

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC16

CRC32

CRC16

CRC16

Тип блока БИОИ

БИОИ-2-02

БИОИ-2-05

БИОИ-2-04

БИОИ-2-06

БИОИ-2-07

  • 6.3.3 Проверка идентификационных данных ПО Монитор версий 7.71 и 7.73.

    • 6.3.3.1 Для проверки идентификационного наименования необходимо запустить ПО Монитор.

В главном меню программы открыть меню «Помощь». Выбрать пункт меню «О программе». Появиться окно, где отображается информация о идентификационном наименовании программного обеспечения - «Монитор».

  • 6.3.3.2 Для определения номера версии (идентификационного номера) ПО необходимо:

В главном меню программы открыть меню «Помощь». Выбрать пункт меню «О программе». Появиться окно, где отображается информация о номере версии (идентификационном номере) ПО - «7.71», для версии 7.73 - «7.73».

  • 6.3.3.3 Для определения цифрового идентификатора программного обеспечения (контрольной суммы исполняемого кода) ПО необходимо:

В главном меню программы открыть меню «Помощь». Выбрать пункт меню «О программе». Появиться окно, где отображается информация о цифровом идентификаторе программного обеспечения (контрольной суммы исполняемого кода) ПО для версии 7.71 - «906ВЕ972», для версии 7.73 - «2FD8DB01».

  • 6.4 Определение метрологических характеристик установки

    • 6.4.1 При поэлементной поверке определение метрологических характеристик установки проводить путем поверки каждого средства измерения, входящего в состав установки. Поверку средств измерений проводить согласно методикам поверки, указанным в таблице 3.

Таблица 3 - СИ, входящие в состав установки, и методики их поверки

Наименование СИ

Нормативные документы

счетчик жидкости «СКЖ»

«Инструкция. ГСИ. Счетчики жидкости СКЖ. Методика поверки» СКЖ.210.00.001 МП

счетчик кольцевой «РИНГ»

«ГСИ. Инструкция. Счетчики кольцевые РИНГ. Методика поверки» СКЗ.00.000 МП

расходомер массовый Promass (модификации Promass 300, Promass 500)

МП 208-020-2017 «ГСИ. Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500). Методика поверки»

МИ 3151-2008 «ГСИ. Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»

МИ 3272-2010 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации ком-пакт-прувером в комплекте с турбинным преобразова-

Продолжение таблицы 3

телем расхода и поточным преобразователем плотности»

Наименование СИ

Нормативные документы

счетчик-расходомер массовый Micro Motion

МП 45115-16 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion Методика поверки» с изменением № 1

МИ 3272-2010 «Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и проточным преобразователем плотности»

МИ 3151-2008 «Преобразователи массового расхода. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»

счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак

3124.0000.00-01 МП «Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак. Методика поверки»

расходомер вихревой Prowirl 200

МП 58533-14 «ГСИ. Расходомеры вихревые Prowirl 200. Методика поверки» с изменением №1

датчик расхода газа DYMETIC-

1223М

1223М.00.00.000 МП «Инструкция ГСИ. Датчик расхода газа «DYMETIC -1223М». Методика поверки»

счетчик газа вихревой СВГ

311.00.00.000-03 МИ «ГСИ. Счетчики газа вихревые СВГ. Методика поверки»

датчик расхода газа ДРГ.М

311.01.00.000 МИ «Рекомендация. ГСИ. Датчики расхода газа ДРГ.М. Методика поверки»

влагомер сырой нефти ВСН-2

«Инструкция. ГСИ. Влагомеры сырой нефти ВСН-2. Методика поверки.» МП 0016-2-2012

влагомер нефти поточного ПВН-615Ф

МП 0329-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф. Методика поверки»

измеритель обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase

«Инструкция. Измерители обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase. Методика поверки»

  • 6.4.2 Поверка проливным способом

    • 6.4.2.1 При поверке с применением эталонов по ГОСТ 8.637-2013 определение относительной погрешности при измерении массы сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды, объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, осуществляют с помощью эталона 1-го или 2-го разрядов в поверочной лаборатории.

Относительную погрешность при измерении каждого параметра определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного установкой, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном 1-го или 2-го разрядов, используя в качестве измеряемой среды газожидкостную смесь из имитатора нефти, воды и газа (воздуха).

Для поверки установки на эталоне 1 -го или 2-го разрядов создается газожидкостный поток с комбинацией из трех расходов смеси имитатора нефти и воды (Q»i, Q>k2, Q-жз) в трех различных объемных долях воды (10 %, 70 %, 95 %) и трех расходов газа (воздуха) (Qri, Qr2> Qr3)-Расходы имитатора нефти и воды соответствуют минимальному, среднему и максимальному расходам, воспроизводимым на эталоне 1-го или 2-го разрядов.

  • 6.4.2.2 Определение относительных погрешностей измерений массы сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды, объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, (в зависимости от исполнения установки и количества измерительных каналов) производится одновременно в каждой точке, соответствующей определенному расходу газожидкостной смеси (смеси имитатора нефти, воды и газа (воздуха)) с соответствующим соотношением компонентов. В каждой точке проводят три измерения.

  • 6.4.2.3 Относительную погрешность i-ro измерения массы сырой нефти, в j-ой точке определяют по формуле:

М ,-М3

8 = H,J и,у-100%, (1)

где i=1...3;

MHiy - масса жидкости (сырой нефти), измеренная установкой, кг;

M3i; - масса смеси имитатора нефти и воды, измеренная эталоном, кг.

Если установка имеет канал измерения объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, то выполняют пересчет объема жидкости (сырой нефти) в массу по методике измерений.

  • 6.4.2.4 Относительную погрешность i-ro измерения массы сырой нефти без учета воды, в j-ой точке определяют по формуле

М - Мэ

8Я. = ' • 00% (2)

м3

lV1 uOiJ

где i=1...3;

MHoiy - масса нефти (сырой нефти без учета воды), измеренная установкой, кг;

M30i;- “ масса нефти (сырой нефти без учета воды), измеренная эталоном кг.

Относительную погрешность i-ro измерения объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, в j-ой точке определяют по формуле

V -V3

(3)

где i=1...3;

VHiy - объем сырой нефти, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м3;

Ун3у - объем сырой нефти, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном, м3.

  • 6.4.2.5 Относительную погрешность i-ro измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, в j-ой точке определяют по формуле

6„. =        -100%,                                (4)

vnj

где i=1...3;

ИГ1У - объем газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м3;

Vpiy - объем газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном, м3.

Установка считается прошедшей поверку, если относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в таблице 8.

В случае если это условие для любого i-ro измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют относительную погрешность измерения соответствующей величины. Если после этого значение относительной погрешности измерения соответствующей величины не удовлетворяет требованиям, изложенным в соответствующем пункте, то поверку прекращают до выявления и устранения причин невыполнения этих условий. После устранения причин повторно проводят серию из трех измерений соответствующей величины и определяют относительную погрешность для каждого измерения.

Если значения допускаемой относительной основной погрешности измерений вновь превышают значения, указанные в таблице 8, результаты поверки считают отрицательными.

  • 6.4.3 Поверка блока измерений БИОИ-2.

    • 6.4.3.1 Блок измерений подключить к ПК при помощи USB кабеля и конвертора USB/RS485 ADAM-4561. На ПК запустить ПО «Монитор».

    • 6.4.3.2 При помощи ПО во вкладке «Настройки/Заводские» установить код измеряемых параметров 41. Нажать кнопку «Записать».

    • 6.4.3.3 Во вкладке «Константы» установить пользовательские константы, заводские настройки и диапазоны измерения датчиков в соответствии с таблицей 4.

Таблица 4

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР1

л

0,35

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР2 (для БИОИ-2-06 ПРЗ)

л

0,35

Макс, значение периода между импульсами ПР1

с

10

Мин. значение периода между импульсами ПР1

с

0,05

Макс, значение периода между импульсами ПР2 (для БИОИ-2-06 ПРЗ)

с

10

Мин. значение периода между импульсами ПР2 (для БИОИ-2-06 ПРЗ)

с

0,05

Коэффициент скольжения

-

1,15

Плотность нефти при стандартных условиях

кг/м3

800

Плотность воды при стандартных условиях

кг/м3

1000

Плотность газа при стандартных условиях

кг/м3

1,205

Расходная объемная концентрация воды

%

50

Остаточная доля газа в жидкостной линии

%

8

Кинематическая вязкость жидкости

сСт

3

Нижний предел датчика температуры

°C

0

Верхний предел датчика температуры

°C

150

Верхний предел датчика давления

МПа

4

Тип датчиков давления

-

абсолютный

Использование МР-113

-

отключить

При поверке блока БИОИ-2-07 дополнительно ввести следующие коэффициенты

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР1

л

0,175

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР2

л

0,175

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПРЗ

л

0,175

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР4

л

0,175

6.4.3.4 Поверка каналов вычисления расходных параметров блоком измерений.

  • 6.4.3.5 В зависимости от исполнения блока измерений подключить к нему рабочие эталоны согласно схемам, приведенным в приложении А.

  • 6.4.3.6 Настроить генераторы к отправке пакетов импульсов согласно точке 1 таблицы 5.

Таблица 5

Количество импульсов по каналу счетчика газа для кода 71 (для кода 41 канал измерения ГЖС) (обозначение по схеме подключения А2)

Количество импульсов по каналу жидкости (обозначение по схеме подключения АЗ)

Частота по каналу счетчика газа для кода 71 (для кода 41 канал измерения ГЖС), Гц (обозначение по схеме подключения А2)

Частота по каналу жидкости,

Гц (обозначение по схеме подключения АЗ)

1 (код 41)

1800

1500

3

2,5

2 (код 71)

8400

9000

14

15

6.4.3.7 Настроить калибраторы тока на значения согласно точке 1 таблицы 6. Таблица 6

Значение силы тока по каналу давления в газовой линии для кода 71 (для кода 41 канал измерения ГЖС), мА (обозначение по схеме подключения А4)

Значение силы тока по каналу давления в жидкостной линии, мА (обозначение по схеме подключения А5)

Значение силы тока по каналу температуры в газовой линии для кода 71, мА (обозначение по схеме подключения А7)

Значение силы тока по каналу температуры в жидкостной линии, мА (обозначение по схеме подключения А6)

1 (код 41)

16

8

7

2 (код 71)

5

-

5

-

  • 6.4.3.8  Поверку проводить таким образом, чтобы в пределах интервала поверки (600 с) не происходило смены часа.

  • 6.4.3.9 Во вкладке «Счетчик/поверка» запустить процесс поверки нажав кнопку «Старт поверки». Дальше нажать на кнопку «Старт измерения» после чего запустить одновременно на обоих генераторах отправку пакетов импульсов.

  • 6.4.3.10 Через 600 с, после прихода последнего импульса, остановить процесс поверки, нажав кнопку «Стоп измерения», дальше нажать «Стоп поверки», в ПО перейти во вкладку «Текущие параметры», поле значений «за прошлый час» и записать в протокол поверки блока измерений значения объема сырой нефти приведенного к стандартным условиям, объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям (протокол поверки приложение Б).

  • 6.4.3.11 Эталонные значения приведены в таблицах 1 - 4 приложения Б.

  • 6.4.3.12 При помощи ПО во вкладке «Настройки/Заводские» установить код измеряемых параметров 71. Нажать на кнопку «Записать».

  • 6.4.3.13 Во вкладке «Константы» установить пользовательские константы, заводские настройки и диапазоны измерения датчиков в соответствии с таблицей 7.

Таблица 7

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР1

л

0,1

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР2 (для БИОИ-2-06 ПРЗ)

л (кг)

0,2

Плотность нефти при стандартных условиях

кг/м3

850

Плотность воды при стандартных условиях

кг/м3

1000

Продолжение таблицы 7

Плотность газа при стандартных условиях

кг/м3

0,8

Расходная объемная концентрация воды

%

36

Остаточная доля газа в жидкостной линии

%

2

Нижний предел датчика температуры

°C

0

Верхний предел датчика температуры

°C

150

Верхний предел датчика давления

МПа

4

Тип датчиков давления

-

абсолютный

При поверке блока БИОИ-2-07 дополнительно ввести следующие коэфс

нщиенты

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР1

л

0,05

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР2

л

0,1

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПРЗ

л

0,1

Градуировочный коэффициент «веса» импульса для ПР4

л

0,05

  • 6.4.3.14 Настроить генераторы к отправке пакетов импульсов согласно точке 2 таблицы 5.

  • 6.4.3.15 Настроить калибраторы тока на значения согласно точке 2 таблицы 6.

  • 6.4.3.16 Во вкладке «Счетчик/поверка» запустить процесс поверки нажав кнопку «Старт поверки». Дальше нажать на кнопку «Старт измерения» после чего запустить одновременно на обоих генераторах отправку пакетов импульсов.

  • 6.4.3.17 Через 600 с, после прихода последнего импульса, остановить процесс поверки, нажав кнопку «Стоп измерения», дальше нажать «Стоп поверки», в ПО перейти во вкладку «Текущие параметры», поле значений «за прошлый час» и записать в протокол поверки блока измерений значения массы сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям (протокол поверки приложение Б).

7 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ
  • 7.1 При поэлементной поверке результат поверки установки считают положительным, установку - пригодной к применению, если все СИ, входящие в состав установки, прошли поверку. В протокол поверки заносится погрешность соответствующего измерительного канала (или предел допускаемой относительной погрешности) в соответствии с описанием типа.

  • 7.2 Для расчета погрешности при поверке проливным методом используют формулы, указанные в п. 6.4.2.

  • 7.3 Расчет погрешности вычислений блока измерений БИОИ-2.

    • 7.3.1 Погрешность вычисления объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, %, вычисляют по формуле

^=■^^■100%,                    (5)

Г он

где VH - показания объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям вычисленного блоком измерений, л;

VOH - эталонные показания объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, л.

  • 7.3.2 Погрешность вычисления объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, вычисляют по формуле

V-V

(6)

8вгс=—^ЛйО%,

где   V - объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям вычислен

ный блоком измерений, л;

Vo - эталонные показания объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям,л.

  • 7.3.3 Погрешность вычисления массы сырой нефти, %, вычислить по формуле

^„ = -^—-100%,               (7)

где Мсн - показания массы сырой нефти, вычисленные блоком измерений, кг;

Мснэ - эталонные показания массы сырой нефти, кг.

  • 7.3.4 Погрешность вычисления массы сырой нефти без учета воды, %, вычисляют по формуле

(8)

Мэ

где Мн0 - показания массы сырой нефти без учета воды, вычисленные блоком измерений, кг; Мэ - эталонные показания массы сырой нефти без учета воды, кг.

  • 7.3.5 Предел допускаемой относительной погрешности блока измерений:

  • • по вычислению объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям

    ±0,2 %;

    ±0,4 %; ±0,05 %;

    ±0,2 %.

  • • по вычислению объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

  • • по вычислению массы сырой нефти

  • • по вычислению массы сырой нефти без учета воды

7.4 Погрешность измерений массы сырой нефти, объема сырой нефти, приведённого к стандартным условиям, массы сырой нефти без учета воды и объёма свободного нефтяного газа, приведённого к стандартным условиям, рассчитывается только для тех измерительных каналов, которые соответствуют комплектации установки согласно ее условному обозначению. Соответствие условного обозначения установок и наличия измерительных каналов, а также пределы допускаемой относительной погрешности измерения приведены в таблице 8.

Таблица 8- Погрешность установки для различных комплектаций

Условное обозначение У И (состав основных СИ)

Предел допускаемой относительной погрешности измерений

массы сырой нефти, %

массы сырой нефти без учета воды, %

объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, %

объема свободного нефтяного газа, приведённого к стандартным условиям, %

1

ЦИКЛОН-ХХХ-4,0-1

(счетчик СКЖ)

±2,5

-

-

-

3

ЦИКЛОН-ХХХХ-4,0-3 (кориолисовый расходомер)

±1,0; ±2,0

-

±1,0; ±2,0

-

Продолжение таблицы 8

Код измеряемых параметров

Условное обозначение УИ (состав основных СИ)

Предел допускаемой относительной погрешности измерений

массы сырой нефти, %

массы сырой нефти без учета воды, %

объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, %

объема свободного нефтяного газа, приведённого к стандарг-ным условиям, %

4,8,10

ЦИКЛОН-ХХХЛ,0-4/-8/-Ю

(счетчики РИНГ + влагомер)

-

-

±1,0; ±2,0

±5,0

5,14

ЦИКЛОН-ХХХ-4,0-5/-14 (счетчик РИНГ + счетчик газа)

-

-

±1,0; ±2,0

6,12

ЦИКЛОН-ХХХ4,0-6/-12 (счетчик СКЖ + счетчик газа)

±2,5

-

-

7,13

ЦИКЛОН-ХХХХ-4,0-7/-13

(кориолисовый расходомер + счетчик газа)

±1,0; ±2,0

-

±1,0; ±2,0

9

ЦИКЛОН-ХХХ-4,0-9

(счетчик СКЖ + счетчик газа + влагомер)

±2,5

±6* ±15**

-

11

ЦИКЛОН-ХХХХ-4,0-11

(кориолисовый расход омер +счетчик газа + влагомер)

±1,0; ±2,0

±6* ±15**

±1,0; ±2,0

* при содержании воды в сырой нефти до 70 % ** при содержании воды в сырой нефти от 70 до 95 %

8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 8.1 Результаты поверки установки оформляются протоколом (см. приложение Б).

  • 8.2 Положительные результаты поверки установки следует оформлять свидетельством о поверке с нанесением оттиска поверительного клейма и (или) отметкой в паспорте (формуляре).

  • 8.3 При отрицательных результатах поверки, установка признается непригодной к применению и выдаётся извещение о непригодности к применению.

Приложение А

(Обязательное)

Схемы подключения БИОИ-2 при поверке

Вял

ЖВьОГц

А2

П»аеа HSl Sb

А8

Mo&in MMSW

Блок БИОИ-2-02

X

ковягц

Цепь

1

SSlBSi.2

2

3

sw

7

*4

С

о.

С О'

SE

&

е to

*

&

X-

-

F

л ч

1 шм |

§

-

5 $

7

rs

г-

Ц

Ч °N. ь’

1

£

J-

■О.

т

-

-

'•i

Q О-

S5

о

X

t to

*

to

to

-о-

Us*

1

о*н •

7

о* и -

7

ж

Генершпр

awuci

АЗ

Гечерсяйр — Sjrvy/biW сигиаяб

—Р>  Сезь

А1- испытываемый БИ0И-2-02, А2 - генератор сигналов специальной формы ГСС-Ю /газовая линия для кода 071 линия ГЖС для кода ОШ АЗ - генератор сигналов специальной формы ГСС-Ю /жидкостная линия!. АЬ - калибратор Oruck UPS3 /датчик давления газовой линии для кода 07! линия ГЖС для кода /74 Ц AS - калибратор Oruck UPS3 /датчик давления жидкостной линии; А6 - калибратор Oruck UPS3 (датчик температуры жидкостной линии! А7- калибратор Oruck UPS3 /датчик температуры газ обой линии! Ав - преобразователь интерфейсов ADAH !561. А9 - персональный компьютер.

Рисунок 1 - Схема подключения БИОИ-2-02 при поверке

Блох БИ0И-2-06

А1

А8

Модуль ADAM 1561

А9

БИ0И-2-05

ПК

А2

3

АЗ

Генератор импульсных сигналоб

Генератор импульсных сигналоЬ

А5

А6

220В 50Гц

Контрольные цепи

-о-

Цепь

-о-

1

RS185А

1

2

RS485B

2

3

Shield

3

Контрольные цепи

-о-

Цепь

-о-

1

РЕ

1

2

тлит. 12LB)

2

3

бходОИ

3

1

бходОЕ2

С

5

общий

5

6

тлит. И2В/

6

7

Вход 0L3

7

8

б ход Dljt

8

9

общий

9

10

тлит. I24BI

10

11

бход 0/5

11

12

Вход Di 6

12

13

общий

13

К

РЕ

К

-о-

Цепь

1

ВАГА /

2

DA ГА -

7

6N0

USB В

ЕН

220В 50 Гц

220В 50Гц

Сеть

£> 220В 50Гц

Силобые цепи

-o-

Цель

-o-

1

I

1

2

U

2

3

PE

3

Контрольные цепи

-о-

Цепь

1

РЕ

1

2

*АЦ (С20мА!

2

3

-AIJIUOmA)

3

4

*AL2!C20mA!

I

5

-Al 2 PL20mA)

5

6

*A/3 Ц-20мА)

6

7

-A/3 IUOmAI

7

8

*AI l (1.20mA)

8

9

-AIS !C20mA)

9

10

*A/5 S.20mA)

10

11

-AL5 (1.20mA!

11

12

SL6 H 20mA)

12

13

-AlJ (С20мА)

13

К

'земля' аналоговая

U

15

PE

15

Калибратор

-oS

Калибратор

—o'i

тока

-o.\      Калибратор

тока

—O*i

A7

-o>     Калибратор

тока

—О * 1

А1 - испытываемый блок, А2 - генератор сигналов специальной формы ГСС-10 (газовая линия), АЗ - генератор сигналов специальной формы ГСС-10 (жидкостная линия); /4 - калибратор Druck UPS3 (датчик давления газовой линии); А5 - калибратор Druck UPS3 (датчик давления жидкостной линии; А 6 - калибратор Druck UP S3 (датчик температуры жидкостной линии), А 7 - калибратор Druck UPS3 (датчик температуры газовой линии); А 8 - преобразователь интерфейсов ADAM 4561; А 9 - персональный компьютер.

Рисунок 2 - Схема подключения БИОИ-2-05, БИОИ-2-06 при поверке

А2 - генератор сигналов специальной формы ГСС-10 (газовая линия); АЗ - генератор сигналов специальной формы ГСС-10 (жидкостная линия). А4 - калибратор Druck UPS3 (датчик давления газовой линии); А5 - калибратор Druck UPS3 (датчик давления жидкостной линии. А6 - калибратор Druck UPS3 (датчик температуры жидкостной линии); А7- калибратор Druck UPS3 (датчик температуры газовой линии) А8 - калибратор Druck UPS3 (плотность жидкости)

Рисунок 3 - Схема подключения БИОИ-2-04 при поверке

АЗ

Генер&юр ШПуЛЬСАМ cianxit

Генерслюр ияпулыю* сигналов

Мпдыь ЮМ 4561

2208 50Гц

Блок БИ0И-2-07

-о-

Нель

/

DATA *

ОНА -

7

Сеть

А1 - испытываемый БИ0И-2-02; А2 - генератор сигналов специальной формы ГСС-10 (газовая линия для кода 071. линия ГЖС для кода /74 7/ АЗ - генератор сигналов специальной формы ГСС-10 (жидкостная линия). А4 - калибратор Druck UPS3 (датчик давления газовой линии для кода 071 линия ГХС для кода OCV. А5 - калибратор Druck UPS3 (датчик давления жидкостной линии. А 6 - калибратор Druck UPS3 (датчик температуры жидкостной линии/. А7- калибратор Druck UPS3 (датчик температуры газовой линии/. А8 - преобразователь интерфейсов ADAM L561. АО - персональный компьотер.

Рисунок 4 - Схема подключения БИОИ-2-07 при поверке

Приложение Б

(Обязательное)

Протокол поверки установки измерительной «ЦИКЛОН»

Тип:

Заводской номер:________________________________Тип и номер БИОН__

Принадлежит:________________________________________________________

Год изготовления:__________________________________________________________

Место проведения поверки:________________________________________________

Средства поверки_________________________________________________________

Условия поверки:

Температура окружающего воздуха:°C

Относительная влажность:

%

Атмосферное давление:

кПа

Состав установки ЦИКЛОН:

  • 1. Внешний осмотр

Установка «ЦИКЛОН» требованиям п. 6.1 методики поверки

соответствует

не соответствует (ненужное зачеркнуть).

  • 2. Опробование

Установка «ЦИКЛОН» требованиям п. 6.2 методики поверки (ненужное зачеркнуть).

не соответствует

соответствует

  • 3. Определение метрологических характеристик

Относительная погрешность установки по измерению:

  • •  по измерению массы сырой нефти                                      __

по измерению массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти:

  • •  до 70 %                                                         __

  • •  от 70 до 95 %                                                       __

  • •  по измерению объема сырой нефти, приведённого к стандартным условиям                                                           _

  • •  по измерению объёма свободного нефтяного газа, приведённого к стандартным условиям                                               __

Установка «ЦИКЛОН» требованиям п. 6.4; 7 методики поверки не соответствует (ненужное зачеркнуть).

соответствует

  • 4. Поверка каналов вычисления БИОИ-2

Таблица 1 - Относительная погрешность вычисления объема сырой нефти

Объем сырой нефти приведенный к стандартным условиям вычисленный блоком измерений, л

Эталонное значение объема сырой нефти приведенного к стандартным условиям, л

Относительная погрешность, %

1

481,1227

Относительная погрешность вычисления объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям, %:____________________

Таблица 2 - Относительная погрешность вычисления объема свободного нефтяного газа

Объем свободного нефтяного газа приведенный к стандартным условиям вычисленный блоком измерений, л

Эталонное значение объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, л

Относительная погрешность, %

1

5531,2047

2

2264,81247

Относительная погрешность вычисления объема свободного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям, %:____________________

Таблица 3 - Относительная погрешность вычисления массы сырой нефти

Значение массы сырой нефти, вычисленное блоком измерений, кг

Эталонное значение массы сырой нефти, кг

Относительная погрешность, %

2

1799,9169

Относительная погрешность вычисления массы сырой нефти, %:____________________

Таблица 4 - Относительная погрешность вычисления массы сырой нефти без учета воды

Значение массы сырой нефти без учета воды, вычисленное блоком измерений, кг

Эталонное значение массы сырой нефти без учета воды, кг

Относительная погрешность, %

2

1083,1359

Относительная погрешность вычисления массы сырой нефти без учета воды, %:____________

Блок БИОИ-2 требованиям п. 6.4.3; 7 методики поверки [Соответствует Не соответствует (ненужное зачеркнуть).

5. Подтверждение соответствия программного обеспечения.

Блок БИОИ-2 требованиям п. 6.3 методики поверки

[Соответствует

Не соответствует

(ненужное зачеркнуть).

Поверено в соответствии с документом: «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Установка измерительная «ЦИКЛОН». Методика поверки» МП 0916-9-2019.

Заключение: на основании результатов поверки установка «ЦИКЛОН» к применению: (ненужное зачеркнуть).

пригодна

не пригодна

Подпись и расшифровка подписи лица, проводившего поверку____________________

Дата_______________20__г.

Установки измерительные ЦИКЛОН. Методика поверки

Лист 20 из 19

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель