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

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).

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

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.

• 3.1  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.

• 4.1 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.

• 5.1 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.

• 6.1 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

• 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

• 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) (Q_ri, 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;

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

M³_i; - 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 - М^э

8_Я. = ' • 00% (2)

м³

^lV1 uOiJ

где i=1...3;

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

M³_0i;- “ ^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;

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

У_н³_у - 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;

И_Г1_У - 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

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

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

• 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

Продолжение таблицы 7

• 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).

• 7.1 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 V_H - показания объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям вычисленного блоком измерений, л;

V_OH - 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

8_вгс=—^ЛйО%,

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

ный блоком измерений, л;

V_o - 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 М_сн - 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)

М_э

где М_н0 - показания массы сырой нефти без учета воды, вычисленные блоком измерений, кг; М_э - 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

Предел допускаемой относительной погрешности измерений

Продолжение таблицы 8

• 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

А9

БИ0И-2-05

ПК

А2

3

АЗ

Генератор импульсных сигналоб

Генератор импульсных сигналоЬ

А5

А6

220В 50Гц

220В 50 Гц

220В 50Гц

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

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)

Тип:

Заводской номер:________________________________Тип и номер БИОН__

Принадлежит:________________________________________________________

Год изготовления:__________________________________________________________

Место проведения поверки:________________________________________________

Средства поверки_________________________________________________________

Условия поверки:

Температура окружающего воздуха:°C

• 1. Внешний осмотр

Установка «ЦИКЛОН» требованиям п. 6.1 методики поверки

не соответствует (ненужное зачеркнуть).

• 2. Опробование

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

• 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).

• 4. Поверка каналов вычисления БИОИ-2

Таблица 1 - Относительная погрешность вычисления объема сырой нефти

Установки измерительные ЦИКЛОН. Методика поверки

Лист 20 из 19