Методика поверки «ГСИ Система измерений количества и показателей качества нефти №777 ПСП ,, Джалинда ,, филиала ,, Нерюнгринское РНУ ,, ООО ,, Транснефть-Восток ,, » (НА.ГНМЦ. 04-84-20 МП)

СОГЛАСОВАНО

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0484-20 МП

с изменением №1

Казань

2021

РАЗРАБОТАНА	Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань (ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)
ИСПОЛНИТЕЛИ:	Гордеев Е.Ю., ГаязовФ.Р.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джапинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток» (далее - СИКН) и устанавливает методику её первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКН: один год.

Примечание: Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки. Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКН. Если очередной срок поверки средств измерений (далее - СИ) из состава СИКН и измерительных каналов СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, или появляется необходимость проведения внеочередной поверки СИ, то поверяется только это СИ, при этом внеочередную поверку СИКН не проводят.

1 Операции поверки

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции	Номер пункта методики	Проведение операции при
		первичной поверке	периодической поверке
Внешний осмотр	6.1	Да	Да
Подтверждение соответствия программного обеспечения	6.2	Да	Да
Опробование	6.3	Да	Да
Определение метрологических характеристик (MX): - определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН	6.4.1	Да	Да
- определение MX ИК силы тока	6.4.2	Да	Да
- определение MX ИК частоты	6.4.3	Да	Да
- определение MX ИК количества импульсов	6.4.4	Да	Да
- определение MX ИК вычисления расхода, объёма, массы нефти	6.4.5	Да	Да
- определение MX ИК объемного расхода нефти	6.4.6	Да	Да
- определение относительной погрешности     СИКН     при измерении массы брутто нефти СИКН	6.4.7	Да	Да
- определение относительной погрешности     СИКН     при измерении массы нетто нефти СИКН	6.4.8	Да	Да

Наименование операции	Номер пункта методики	Проведение операции при
		первичной поверке	периодической поверке
Оформление результатов поверки	7	Да	Да

Поверку СИКН прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

2 Средства поверки

• 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 г. № 256.

• 2.2 Рабочий эталон 2 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений силы постоянного электрического тока, утвержденной приказом Госстандарта от 1.10.2018г. № 2091 в диапазоне от 1-Ю"¹® до 100 А, с относительной погрешностью 1,6-10'²+2-10'³.

• 2.3 Рабочий эталон 4 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерения времени и частоты, утвержденной приказом Госстандарта от 31.07.2018г. № 1621

• 2.4 Преобразователи давления с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой приведенной погрешности: 0,5 %. Допускается применять манометры класса точности 0,6.

• 2.5 Преобразователи температуры [термометры сопротивления класса А (не хуже) в комплекте с измерительными преобразователями], пределы допускаемой абсолютной погрешности комплекта: не более ± 0,2 °C. Допускается применять термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °C.

• 2.6 Автоматический поточный преобразователь плотности (далее -поточный ПП), входящий в состав системы измерений, или лабораторный плотномер с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ±0,5 кг/мЗ, или средства измерений плотности жидкости по ГОСТ 3900 и ГОСТ Р 51069.

• 2.7 Поточный преобразователь вязкости, входящий в состав СИКН для высоковязких нефтепродуктов.

• 2.8 Термометр метеорологический стеклянный по ГОСТ 112 для измерений температуры окружающей среды - только при применении компакг-прувера.

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

3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

-«Правила безопасности в-нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 № 534;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №1479 от 16.09.2020 г.;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

Раздел 3 (Измененная редакция, Изм. №1)

4 Условия поверки

• 4.1 Поверка СИКН проводится в условиях эксплуатации.

• 4.2 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

• 4.3 Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2

проверяют по данным паспорта качества нефти. Таблица 2 - Характеристики СИКН

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч	от 600 до 5000
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °C - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - вязкость кинематическая, мм2/с - давление насыщенных паров при максимальной .    температуре измеряемой среды, кПа, (мм рт. ст.) - массовая доля парафина, %, не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн"1 (ppm), не более - содержание свободного газа	от 815 до 885 от 0,2 до 4,0 от -5* до +40 0,5 0,05 100,0 от 5,0 до 35,0 66,7 (500) 6,0 1,3 40 не допускается
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	400±40/230±23 50±1

• 4.4 Условия определения MX ИК объемного расхода нефти.

  • 4.4.1 Определение MX ИК объемного расхода нефти проводят на месте эксплуатации в комплекте" с элементами измерительной линии (струевыпрямителем, прямыми участками до и после преобразователя расхода жидкости турбинного MVTM (далее - ПР), фильтром, если они установлены на каждой ИЛ согласно проекту).

  • 4.4.2 Определение MX проводят в рабочем диапазоне расхода (далее -рабочий диапазон). Рабочий диапазон (м³/ч) устанавливают для каждого преобразователя в зависимости от количества рабочих ИЛ и верхнего предела измерений СИКН таким, что он не выходит за пределы измерений, указанные в свидетельстве (сертификате) об утверждении типа поверяемого преобразователя.

Установление рабочего диапазона владелец СИКН оформляет справкой произвольной формы перед каждой поверкой. Справку, согласованную принимающей (сдающей) стороной, владелец представляет сервисной организации и поверителю.

• 4.4.3 Вязкость нефти (в т.ч. сырой) находится в пределах диапазона, указанного в свидетельстве (сертификате) об утверждении типа и (или) в эксплуатационной документации на преобразователь.

• 4.4.4 Содержание свободного газа в жидкости не допускают.

• 4.4.5 Избыточное давление рабочей жидкости при поверке (Р_пов. МПа) после ПУ ПР расположен до ПУ по ходу рабочей жидкости) и после ПР (ПР расположен после ПУ) устанавливают не менее значения, вычисленного по формуле

Р_пов=2,06Рнп+2АР,                                (1)

где Рнп - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756-2000 при максимально возможной температуре рабочей жидкости, МПа;

ДР - перепад давления на ПР, указанный в технической документации, МПа.

• 4.4.6 Изменение температуры жидкости за время одного измерения: < 0,2 °C.

• 4.4.7 Отклонение расхода рабочей жидкости за время одного измерения (в точке расхода) не превышает 2,5 % от установленного значения.

• 4.4.8 Запорная и регулирующая арматура (регулятор расхода - при его наличии по проекту), установленные на ИЛ с поверяемым преобразователем, открыты полностью. Регулятор выведен из автоматического режима регулирования расхода.

• 4.4.9 Определение MX преобразователя запрещается проводить при расходе рабочей жидкости ниже значения (О_Прот, м³/ч). Q_np<n - расход, при котором проведена проверка ПУ на отсутствие протечек и указан в протоколе последней поверки ПУ.

4.5 Условия определения MX ИК силы тока, частоты, количества импульсов, вычисления расхода, объема и массы:

• - температура окружающего воздуха, °C               от 18 до 28

• - относительная влажность воздуха, %                 от 30 до 80

• - атмосферное давление, к Па                       от 84 до 106

5 Подготовка к поверке

• 5.1 ПР и ПУ подключают друг с другом последовательно, готовят технологическую схему поверки к гидравлическим испытаниям и проверке на герметичность.

• 5.2 Технологические переключения проводят с соблюдением требований инструкции по эксплуатации СИКН.

• 5.3 Проверяют закрытое положение (при необходимости закрывают) дренажных и воздушных вентилей (кранов), установленных на СИКН и ПУ (при необходимости и в БИК).

• 5.4 Устанавливают любое значение расхода (в пределах рабочего диапазона), в технологической схеме поверки создают максимальное рабочее давление, которое может быть при поверке. Технологическую схему считают испытанной на герметичность, если в течение 10 минут после создания давления не наблюдается течи рабочей жидкости через фланцевые соединения, через сальниковые уплотнения задвижек, дренажных и воздушных вентилей (кранов).

• 5.5 Проверяют отсутствие протечек рабочей жидкости через затворы задвижек, дренажных и воздушных вентилей (кранов) при их закрытом положении. При отсутствии возможности такой проверки или установлении наличия протечек во фланцевые соединения устанавливают металлические заглушки.

• 5.6 Проверяют отсутствие протечек рабочей жидкости через узел переключения направления потока (четырехходовой кран) ТПУ согласно эксплуатационным документам. Для двунаправленных ТПУ проверку проводят в обоих (прямом и обратном) направлениях движения шарового поршня.

• 5.7 При необходимости устанавливают (монтируют) остальные средства поверки, выполняют необходимые электрические соединения, проверяют правильность соединений.

• 5.8 Проверяют отсутствие газа (воздуха) в технологической схеме поверки. Устанавливают расход жидкости в пределах рабочего диапазона, проводят несколько пусков поршня ПУ. Открывая (приоткрывая) воздушные краны (вентили), расположенные на ПУ и верхних точках технологической схемы, проверяют наличие газа (воздуха). Считают, что газ (воздух) в технологической схеме отсутствует, если из открытых (приоткрытых) кранов (вентилей) вытекает струя рабочей жидкости без пузырьков воздуха или газа.

• 5.9 Проверяют стабилизацию температуры рабочей жидкости, для чего при любом расходе проводят несколько последовательных пусков поршня ПУ. Температуру жидкости считают стабильной, если ее изменение в технологической схеме за период одного измерения (согласно 4.4.6) не превышает 0,2 °C.

• 5.10 Подготавливают средства поверки к ведению поверочных работ согласно инструкциям по их эксплуатации.

• 5.11 В память устройства обработки информации (далее - УОИ) вводят исходные данные согласно протоколу поверки (приложение Б) или проверяют достоверность ранее введенных.

• 5.12 В АРМ оператора вводят необходимые исходные данные, если АРМ оператора используют для автоматической обработки результатов измерений и формирования протокола поверки.

6 Проведение поверки

6.1. Внешний осмотр.

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

- комплектность СИКН должна соответствовать эксплуатационной документации;

-на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, препятствующих применению;

-надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть чёткими и соответствовать эксплуатационной документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

• 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО контроллера FloBoss S600+ (далее - ИВК).

Проверка идентификационных данных ПО ИВК проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО.

Чтобы определить идентификационные данные необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для двух ИВК (одного рабочего и одного резервного):

• 1 Из основного меню выбрать пункт:

5* SYSTEM SETTINGS

• 2 В открывшемся меню выбрать пункт:

7* SOFTWARE VERSION

• 3 Нажимать стрелку «к» на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL FILE CSUM

• 4 Считать цифровой идентификатор ПО (SW).

• 5 Нажимать стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных:

VERSION CONTROL APPLICATION SW

• 6 Считать цифровой идентификатор ПО (идентификационный номер).

• 7 Занести информацию в соответствующие разделы протокола.

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированных рабочих местах оператора (далее по тексту - АРМ оператора).

Для проверки идентификационных данных (признаков) ПК «Cropos» необходимо выполнить следующие действия:

• 1) в основном меню нажать кнопку «Настройки»;

• 2) в выпавшем подменю нажать кнопку «Настройка системы";

• 3) в нижней правой части открывшегося окна нажать кнопку «Проверить»;

• 4) в открывшемся окне нажать кнопку «Обновить»;

• 5) занести информацию в соответствующие разделы протокола с дисплея АРМ оператора, отображающего идентификационную форму ПК «Cropos», содержащая наименование, номер текущей версии и контрольную сумму метрологически значимой части ПК «Cropos».

• 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 6.2.1, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКН программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.3 Опробование.

При опробовании проверяют работоспособность СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СИКН (двухчасового или сменного).

Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) и отсутствуют сообщения об ошибках работы СИКН.

• 6.4 Определение MX СИКН.

• 6.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН.

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа СИКН, и наличие у СИ действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки. Все СИ на момент проведения поверки СИКН должны быть поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ. В случае отсутствия сведений о поверке на контроллеры измерительные FloBoss S600+ выполняют операции по п.п. 6.4.2 - 6.4.5 настоящей методики поверки соответственно. В случае отсутствия сведений о поверке на ПР выполняют операции по п. 6.4.6 настоящей методики поверки соответственно.

Пункт 6.4.1 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.4.2 Определение MX ИК силы тока.

Переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее ИВК в следующей последовательности:

• 1 Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

• 2 В открывшемся меню выбирают пункт:

1* ANALOG INPUTS

• 3 Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

• 1.ADC05-ADC05

• 4 Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

На входе измерительного канала силы постоянного тока при помощи эталона задают значение входного сигнала силы постоянного тока 1зад, соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение входного сигнала с дисплея ИВК 1_изм- Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона измерений, включая крайние точки диапазона.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

Погрешность, приведенную к диапазону измерений L, у> %> вычисляют по формуле

(2)

Результаты определения MX считаются положительными, если погрешность при измерении силы постоянного тока не превышает ±0,04 %.

• 6.4.3 Определение MX ИК частоты.

Переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее ИВК в следующей последовательности:

• 1 Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

• 2 В открывшемся меню выбирают пункт:

4* FREQUENCY INPUTS

• 3 Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

• 1.FREQ01 -FRQ01

• 4 Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

На вход измерительного канала частоты при помощи эталона задают значения выходного сигнала частоты f^, соответствующего проверяемой точке диапазона измерений, и считывают значение выходного сигнала с дисплея ИВК f_M3M. Задается не менее пяти значений измеряемого параметра, равномерно распределенных в пределах диапазона измерений, включая крайние точки диапазона.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

Абсолютную погрешность измерения частоты A_f, Гц, вычисляют по формуле:

Af⁼fn3M^_^3afl,                                                 (3)

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении не превышает ±0,1 Гц.

• 6.4.4 Определение MX ИК количества импульсов.

Переходят на страницу данных индикации измеренного значения на дисплее ИВК в следующей последовательности:

• 1 Из основного меню выбирают пункт:

4* PLANT I/O

• 2 В открывшемся меню выбирают пункт:

4* PULSE INPUTS

• 3 Далее выбирают пункт с требуемым номером измерительного канала, например:

• 1.PIP01 -PIP01

• 4 Нажимают стрелку «►» на навигационной клавише до появления страницы данных индикации измеренного значения.

Операции повторяют для остальных измерительных каналов (для возврата в предыдущий пункт меню нажимают клавишу «Мели», для уменьшения или увеличения номера измерительного канала нажимают соответственно стрелки «А» и «▼» на навигационной клавише).

На вход измерительного канала счета импульсов при помощи эталона задают пачку импульсов N^ не менее 10000 импульсов при частоте соответствующей рабочей частоте ИВК. Проверку проводят для трех частот: 15, 5000 и 10000 Гц. Считывают значение измеренного количества импульсов с дисплея ИВК N_M3M.

Рассчитывают абсолютную погрешность измерения количества импульсов по формуле:

A№N_M3M ~ Изад,                                 (4)

Результаты определения MX считаются положительными, если рассчитанная погрешность при измерении количества импульсов не превышает ±1 на 10000 импульсов.

• 6.4.5 Определение MX ИК вычисления расхода, объёма, массы нефти.

• 6.4.5.1 При подготовке к поверке ИВК для определения массы нефти в память ИВК вводят следующие параметры:

• - значения коэффициентов преобразования ПР;

-значения коэффициентов преобразования плотности, взятые из сертификатов на преобразователи плотности;

-диапазоны измерений преобразователей температуры (°C), давления (МПа) и влагосодержания (% об.);

• - плотность воды, содержащейся в нефти (кг/м³).

• 6.4.5.2 Для имитации сигналов преобразователя плотности вводят значение плотности с клавиатуры ИВК.

На источнике сигналов устанавливают частоту следования импульсов 5000 Гц, количество импульсов не менее 50000.

• 6.4.5.3 Относительную погрешность ИВК б_м6 при вычислении массы брутто нефти определяют в процентах по формуле

  бмв=

  М_БВ-М_БР Мер

  •100,

  (5)

где М_БВ ~ значение массы брутто по показаниям ИВК, т; М_БР - расчетное значение массы брутто, т. Расчетное значение массы брутто вычисляют по формуле МвР^сРе-Ю-³,

• - значение плотности, приведенное к стандартным условиям при температуре 15 °C, кг/м³;

• - объем нефти, приведенный к стандартным условиям при температуре 15 °C, м³, вычисляемый по формуле

Уизм’СпР

1-₽ Рпр ’

где р - коэффициент сжимаемости нефти;

р_пр - давление нефти в ПР, МПа.

V_M3M - объем нефти измеренный ПР, м³.

С_пр - коэффициент коррекции объема нефти по температуре в ПР, вычисляемый по формуле

Спр=ехр(-а- (tnp-15) • (1+[0,8-а- (tnp-15)])),

где а ~ коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С; t_np ^_ температура в ПР, °C;

Значение плотности, приведенное к стандартным условиям при температуре 15 °C , кг/м³, вычисляют по формуле

• 6.4.6.2 При выборе количества точек внутри рабочего диапазона (разбиении рабочего диапазона на поддиапазоны) ^размаха (величины) каждого конкретного поддиапазона расхода учитывают (размахи поддиапазонов могут быть разными):

• - технические возможности системы обработки информации (далее - СОИ), которой оснащена СИКН;

-крутизну градуировочной характеристики (далее - ГХ) ПР (согласно заводской (фирменной) технической документации или результатам предыдущей поверки);

• - величину рабочего диапазона;

• - вид реализации ГХ ПР в СОИ, которой оснащена СИКН согласно 6.4.6.6.2.

• 6.4.6.3 Устанавливают требуемое значение расхода, начиная от нижнего предела рабочего диапазона (Q_mj_n, м³/ч) в сторону увеличения или от Q_max (м³/ч) в сторону уменьшения.

Требуемый расход в каждой j-й точке устанавливают (Q"^0B, м³/ч) и контролируют при движении поршня поверочной установки (далее - ПУ) по 6.4.6.3.1.

Примечание: Расход Q"⁰⁸ (м³/ч) допускается устанавливать по приложению В, используя результаты измерений поверяемого преобразователя.

• 6.4.6.3.1 Расход Q"^0B устанавливают, используя результаты измерений ПР контрольно-резервной ИЛ (м³/ч).

• 6.4.6.3.2 Значение расхода 0™^в допускается определять по формуле (13), используя вместимость калиброванного участка ПУ, определенную для стандартных условий V_o (V₀=V™^y, м³) - из действующего свидетельства о поверке

  QP^0B

  Vo-3600

  

  (13)

где Т_ц - время прохождения поршнем ПУ его калиброванного участка при i-м измерении при установлении поверочного расхода в j-й точке, с.

• 6.4.6.3.3 Вместимость V^p у определяют по формуле <^[1⁺3<(Г20)](н^РГ).          <¹⁴>

где a_t^ny - коэффициент линейного расширения материала стенок ПУ, °C'¹ (значение берут из таблицы Г.1 приложения Г);

тПУ - средняя температура рабочей жидкости в ПУ за i-oe измерение ч при установлении расхода в j-й точке, °C (см. примечание к 6.4.6.3.3);

D - внутренний диаметр калиброванного участка ПУ, мм (из технического описания или паспорта);

s - толщина стенок калиброванного участка ПУ, мм (из технического описания или паспорта);

Е - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ, МПа (значение согласно таблице Г.1 приложения Г);

рПУ среднее давление рабочей жидкости в ТПУ за i-oe измерение ^ij - при установлении расхода в j-й точке, МПа (см. примечание к 6.4.6.3.3);

Примечание:

1. До определения вместимости калиброванного участка ПУ импортной поставки 2009 года и позднее следует обязательно ознакомиться с заводской документацией на ПУ, в первую очередь с протоколом (сертификатом) заводской калибровки ПУ. Если при вычислениях вместимости калиброванного участка заводом (фирмой) - изготовителем использован диаметр калиброванного участка (D) без коэффициента «0,95», то в формуле (14), далее в формуле (16) D следует применять с коэффициентом, равным «1».

• 2. Средние значения температуры и давления вычисляют для каждого прохода поршня по алгоритму

а^.б-Савх+Эвых),

где а - среднее арифметическое значение измеряемого параметра ,тПУ =ПУ.

(tg или Pg );

а_вх и - значения параметров (t, °C или Р, МПа), измеренные а_вых соответствующими средствами измерений, установленными на входе и выходе ПУ.

• 6.4.6.3.4 При необходимости корректируют поверочный расход. Отклонение установленного поверочного расхода от требуемого (задаваемого) значения: не более 2,0 %.

• 6.4.6.4 После установления поверочного расхода и стабилизации температуры рабочей жидкости проводят серию измерений, последовательно запуская поршень ПУ.

Количество измерений в каждой j-й точке расхода (п,): не менее 5-ти.

Примечание: Если СИКН имеет СОИ, реализующую ГХ ПР в виде кусочнопараболической аппроксимации зависимости коэффициента преобразования (К_Пр) от отношения f/vn позволяющую разбивать рабочий диапазон на четыре поддиапазона (зоны), для сокращения числа измерений допускается в каждой точке рабочего диапазона для рабочих ПР проводить не менее четырех измерений.

• 6.4.6.5 Для каждого i-ro измерения в каждой j-й точке расхода регистрируют (отсчитывают) и записывают в протокол определения MX ИК объемного расхода нефти (приложение Б):

а) количество импульсов, выдаваемых ПР (Ы_ч, имп);

б) время движения поршня ПУ за период одного измерения (Т_ч, с);

в) значение поверочного расхода, определенное по 6.4.6.3.1 (Q₄, м³/ч);

г) частоту выходного сигнала ПР (fg, Гц);

д) температуру (tg^P, °C) и давление (Pj^p, МПа) в ПР;

_ПУ                  —ПУ

е) средние значения температуры (tjj , °C) и давления (Ру , МПа) рабочей жидкости в ПУ, определяемые по алгоритмам согласно примечанию к 6.4.6.3.3);

ж) плотность рабочей жидкости, измеренную поточным преобразователем плотности (далее - ПП) (р_у, кг/м³);

з) температуру рабочей жидкости в поточном ПП (tg¹⁰, °C);

и) давление рабочей жидкости в поточном ПП (Ру¹⁰, МПа);

м) вязкость, измеренную поточным преобразователем вязкости (уц, сСт). Примечание:

• 1.  При применении ТПУ с двумя парами детекторов (ТПУ имеет два

калиброванных объема:      и V₂.₄.₂) и при наличии в УОИ (или АРМ оператора)

алгоритмов для одновременной обработки информации, связанной с этими объемами, за один проход поршня проводят отсчет результатов за два измерения.

• 2. Если СОИ СИКН обеспечивает автоматическую коррекцию (К_Пр) от изменения отношения выходной частоты ПР (или текущего расхода) к вязкости [K_np=F(f/v)j, то для каждого измерения рекомендуется определять значение отношения f/v.

• 6.4.6.6 Обработка результатов измерений.

• 6.4.6.6.1 Определение коэффициента(ов) преобразования ПР рабочей ИЛ и оценивание ОКО.

• 6.4.6.6.1.1 Для каждого i-ro измерения в j-й точке рабочего диапазона определяют (вычисляют) коэффициент преобразования ПР (К_ч, имп/м³) по формуле

  

(15)

где y$^v - объем рабочей жидкости, прошедшей через калиброванный участок ПУ (следовательно, и через ПР) за время i-ro измерения в j-й точке и приведенный к рабочим условиям в ПР, м³.

• 6.4.6.6.1.2 Объем жидкости Vf⁷ определяют по формуле

  V,j^,y=V₀"^y-[l+3-a_t"^s'-(f5^У-2О)]- (1+

0,95-D СТЦ-^У-СРЦ)^У

E-s ⁴ ) CTLj^p-CPLj^p'

где СТЬц^У, - поправочные коэффициенты, учитывающие влияние температуры рабочей жидкости на её объемы, прошедшие ^lj через ПУ и ПР соответственно за i-e измерение в j-й точке расхода. Определяют (вычисляют) согласно приложению Д;

CPLy^y, - поправочные коэффициенты, учитывающие влияние давления СРьД^р рабочей жидкости на её объемы, прошедшие через ПУ и ПР ⁴ соответственно за i-e измерение в j-й точке расхода. Определяют (вычисляют) согласно приложению Д.

Примечание:

• 1. При определении У™ по 6.4.6.6.1.2 следует руководствоваться напоминанием к подпункту 6.4.2.3.3 настоящей методики.

• 2. В формуле (16) остальные обозначения согласно 6.4.6.3.3. Значения реквизитов в этих формулах соответствуют значениям, отсчитанным (зарегистрированным) за i-e измерение с целью определения параметров ГХ ПР в j-й точке расхода.

• 6.4.6.6.1.3 По результатам измерений и вычислений по 6.4.6.6.1.1 -

• 6.4.6.6.1.2 определяют значение коэффициента преобразования ПР в j-й точке расхода (К,, имп/м³) по формуле

  

(17)

где пр ' - ' количество измерений в j-й точке расхода.

• 6.4.6.6.1.4 В зависимости от вида реализации ГХ ПР оценивают среднее квадратическое отклонение (далее - СКО) результатов определений коэффициента преобразования по 6.4.6.6.1.5 или 6.4.6.6.1.6.

• 6.4.6.6.1.5 СКО определяют и оценивают для рабочего диапазона (S_A, %) по формуле

  

М¥)'

----=— -100<0,02

2 пр!

если ГХ в СОИ реализуют в виде постоянного (одного) значения коэффициента преобразования (К_д, имп/м³), где:

m - количество точек разбиения рабочего диапазона;

£ П] - суммарное количество измерений в рабочем диапазоне.

• 6.4.6.6.1.6 СКО определяют и оценивают для каждого k-го поддиапазона расхода (S_nflk, %) по формуле

  

  (nj + n_j+1-l)_k

  ■100<0,02,

  (186)

если ГХ в СОИ реализуют в виде:              _

• - кусочно-линейной аппроксимации значений К_}(имп/м³);

-постоянных значений коэффициентов преобразований в поддиапазонах расхода (К^, имп/м³);

-полинома второй степени зависимости коэффициента преобразования от расхода;

• - кусочно-параболической аппроксимации зависимости коэффициента преобразования от отношения f/v.

• 6.4.6.6.1.7 В случае несоблюдения условия (18а) или (186) анализируют причины и выявляют промахи. Промахи рекомендуется выявлять по приложению Е.

Допускают не более одного промаха для каждой точки расхода. В противном случае (2 промаха и более) определение MX прекращают.

• 6.4.6.6.1.8 После исключения промаха (в точке расхода) выполняют одно дополнительное измерение и повторно проводят операции по 6.4.6.6.1.1 -6.4.6.6.1.6.

• 6.4.6.6.1.9 При соблюдении условия (18а) или (186), в т.ч. и после выполнения операций по 6.4.6.6.1.8, проводят дальнейшую обработку результатов измерений.

• 6.4.6.6.2 Определение параметров ГХ ПР рабочей ИЛ.

• 6.4.6.6.2.1 При реализации ГХ в виде постоянного коэффициента преобразования в рабочем диапазоне (К_д, имп/м³), значение коэффициента (для всего рабочего диапазона) вычисляют по формуле

  

  j=i

(19)

где ш - количество точек разбиения рабочего диапазона.

• 6.4.6.6.2.2 При реализации ГХ в виде постоянных коэффициентов преобразований в поддиапазонах расхода (К^, имп/м³), значения К_одк вычисляют (для каждого k-го поддиапазона) по формуле

(20)

где Kj₊₁ - коэффициент преобразования ПР, определенный в (j+1) точке расхода по 6.4.6.6.1.3, в формуле (17) вместо индекса j принимают: (j+1).

• 6.4.6.6.2.3 Если ГХ реализуют в виде одного из перечисленных ниже функций:

• - кусочно-линейной аппроксимации [Kj = F(Q₇-)];

• - полинома второй степени зависимости коэффициента преобразования от расхода;

• - кусочно-параболической аппроксимации [K_k=A_k- lg²(f/v)j+B_k- lg(f/v)j+C_k]; то определяют коэффициенты преобразований для каждой точки по 6.4.6.5.1.3 (Kj, имп/м³).

Примечание:

1. По первому перечислению: по введенным в память СОИ значениям Kj и измеренным текущим значениям расхода рабочей жидкости СОИ автоматически определяет текущее значение коэффициента преобразования ПР в текущей точке расхода k-го поддиапазона, используемого для вычислений объема рабочей жидкости.

• 2 По второму перечислению: по введенным в память СОИ значениям К, и измеренным текущим значениям расхода рабочей жидкости СОИ автоматически определяет коэффициенты полинома и текущее значение коэффициента преобразования ПР в текущей точке расхода, используемого для вычислений объема рабочей жидкости.

• 3 По третьему перечислению: СОИ, применяемая в составе СИКН (и применяемая для поверки), во время определения MX вычисляет коэффициенты парабол А_к, В_к и С_к для каждого к-го поддиапазона в зависимости от значений Kj, K_j+1 и lg(f/v) Для измерений объема нефти СОИ определяет текущее значение коэффициента преобразования ПР в зависимости от f/v, используя полином второй степени, указанный в перечислении.

• 6.4.6.6.3 Определение погрешностей ПР рабочей ИЛ.

• 6.4.6.6.3.1 Относительную погрешность рабочего ПР и составляющие относительной погрешности (случайную и систематическую составляющие) определяют при доверительной вероятности Р = 0,95.

• 6.4.6.6.3.2 Определение случайной составляющей погрешности.

В зависимости от вида реализации ГХ случайную составляющую погрешности ПР (е_д или е^, %) определяют:

а) для диапазона расхода по формуле

^£д⁼^(р,п)’5д»                                         (21а)

если ГХ реализуют в виде постоянного коэффициента преобразования по 6.4.6.6.2.1;

б) для каждого k-го поддиапазона расхода по формуле

^£пд к⁼^(Р, п)’$пдк>                                         (215)

если ГХ реализуют по 6.4.6.6.2.2 и в виде одного из функций, перечисленных в

• 6.4.6.6.2.3 где:

S_A   - значение СКО, определенное по 6.4.6.6.1.5 [формула (18а)];

Б_пдк - значение СКО, определенное по 6 4.6.6.1.6 [формула (186)]; t(_P>n) - квантиль распределения Стьюдента, зависящий от доверительной вероятности Р и количества измерений п [для случая а): п=£пр для случая б): n=nj+n_j+1]; значение t(p,_n) определяют из таблицы Е.2 приложения Е.

• 6.4.6.6.3.3 В случае необходимости в процессе эксплуатации проведения внеочередного определения относительной погрешности какого-либо ИК объемного расхода нефти, допускается относительную погрешность остальных ИК объемного расхода нефти СИКН вновь не определять.

6.4.6.6.4 Определение систематической составляющей погрешности.

6.4.6:6.4.1 Систематическую составляющую погрешности (0^, 0_Епдк %) в зависимости от вида реализации ГХ ПР в СОИ определяют:

а) по формуле

0^=l,l-j(S_rly)²+(5'^K_o⁾„)²+(9_t)²+(0j²,                       (22а)

если ГХ реализуют по 6.4.6.6.2.1;

б) по формуле

®Гпдк^— ^(⁵Пу)²+(^бС0и) ⁺(⁰О²+(бапдк) >                     (²²^ если ГХ реализуют по 6.4.6.62.2 или 6.4.6.6.2.3

где 6_Пу ~ пределы допускаемой относительной погрешности ПУ согласно описанию типа (или из действующего свидетельства о поверке), %;

. пределы допускаемой относительной погрешности СОИ при ^сои вычислениях коэффициента преобразований ПР, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности ИВК (по п.6.4.5 данной методики);

0_t - составляющая систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерений температуры рабочей жидкости в ПУ и ПР, % (определяют по 6.4.6.6.4.2, формула 23)

0_ад - составляющая систематической погрешности ПР, вызванная аппроксимацией (усреднением) коэффициента преобразования ПР в рабочем диапазоне (К_д, имп/м³), % (определяют по

• 6.4.6.6.4.3, формула 24);

®апдк ~ составляющая систематической погрешности, вызванная аппроксимацией коэффициента преобразования ПР в к-м поддиапазоне расхода (К_вдк, имп/м³), % (определяют по

• 6.4.6.6.4.4, формула 25а или 256).

• 6.4.6.6.4.2 Составляющую систематической погрешности (0_t, %) вычисляют по формуле

8t=₽m«-V(Atnp)²+(Atny)²-100,                            (23)

максимальное значение коэффициента объемного расширения рабочей жидкости из ряда значений, приведенных в таблице 3 настоящей методики поверки, °C'¹;

пределы допускаемых абсолютных погрешностей датчиков температуры (или термометров), используемых для измерений температуры рабочей жидкости в ПР и ПУ соответственно, °C (из описаний типа или действующих свидетельств о поверке).

• 6.4.6.6.4.3 Составляющую систематической погрешности ПР вычисляют по формуле

  0_ад=тах

  К_ГК_Д

  

  ■100,

  (24)

если ГХ реализуют по 6.4.6.6.2.1 [в виде постоянного (одного) значения коэффициента преобразования в рабочем диапазоне расхода].

• 6.4.6.6.4.4 Составляющую систематической погрешности ПР (0_апдк, %) вычисляют:

а) по формуле

если ГХ реализуют по 6.4.6.6.2.2 (в виде постоянных коэффициентов преобразований в поддиапазонах расхода);

б) по формуле

(25а)

если ГХ реализуют по одной из функций, перечисленных в 6.4.6.6.2.3. Примечание: к 6.4.6.6.4.4 б) - При реализации ГХ в виде кусочно-параболической аппроксимации (третье перечисление 6.4.6.6.2.3) СОИ (в частности, СОИ фирмы «NICHIMEN») автоматически при определении MX вычисляет и выводит на дисплей значения 0_апдк.

• 6.4.6.6.5 Определение относительной погрешности.

Относительную погрешность ПР в зависимости от вида реализации ГХ (бд.бпдк. %) определяют:

а) по формуле (26а), если ГХ реализуют по 6.4.6.6.2.1 (в виде постоянного коэффициента преобразования в рабочем диапазоне расхода):

5 ₌ ро,95-(0£д+Ед), если 0,8< e^/S_fl<8)

^д [ 0£д,        если 0£д/5_д>8 ) ’

б) по формуле (266), если ГХ реализуют по 6.4.6.6.2.2 (в виде постоянных коэффициентов преобразований в поддиапазонах расхода) и по одной из функций, перечисленных в 6.4.6.6.2.3:

с _ (^О,95'(01:пдк+^£пдк), вСЛИ 0,8< 0£пдк/$пдк—8) t ®Епдк> еСЛИ ®Епдк/$Пдк>8 J

где 6д - относительная погрешность ПР в рабочем диапазоне расхода, %;

6_пдк -  относительная погрешность ПР в к-м поддиапазоне расхода, %;

Z_P  -  коэффициент, зависящий от значения отношения 0_Хд/5_д или

0_ЕПдк/$пдк (^ПР^И доверительной вероятности Р = 0,95). Определяют из таблицы Е.З приложения Е.

Примечание: При реализации ГХ по 6.4.6.6.2.2 при вычислении 6_пдк по формуле (266) используют значение 0_Епдк, определенное по формуле (25а), при реализации ГХ по одной из функций, перечисленных в 6.4.6.6.2.3 - значение 0_гпдк, определенное по формуле (256).

• 6.4.6.6.6 Допуск ПР к дальнейшему применению.

• 6.4.6.6.6.1 В зависимости от вида реализации ГХ ПР проверяют выполнение условия:

а) в рабочем диапазоне расхода, если ГХ реализуют по 6.4.6.6.2.Т, по формуле

|б_д|<0,15%,                                    (27а)

б) в каждом поддиапазоне расхода, если ГХ реализуют по 6.4.6.6.2.2 или одной из функций, перечисленных в 6.4.6.6.2.3, по формуле

|бпдк|<0Д5%,                                   (276)

• 6.4.6.6.6.2 ПР к дальнейшему применению допускают, если выполняется:

• - условие (27а) при реализации ГХ по 6.4.6.6.2.1;

-условие (276) во всех поддиапазонах расхода при реализации ГХ по 6.4.6:5.2.2 или по одной из функций, перечисленных в 6.4.6.6.2.3.

• 6.4.6.6.6.3 При невыполнении условия (27а), или (276) в зависимости от вида реализации ГХ выясняют причины, устраняют их (при возможности) и проводят повторные операции согласно п. 6.4.6. Рекомендуется:

• - увеличить количество измерений в точках расхода;

• - уменьшить рабочий диапазон, если ГХ ПР реализуют по 6.4.6.6.2.1;

-увеличить количество точек разбиения рабочего диапазона (уменьшить поддиапазоны расхода), если ГХ ПР реализуют по 6.4.6.6.2.2 или по одной из функций по 6.4.6.6.2.3.

6.4.6.67 Определение MX и обработка результатов измерений для ПР контрольно-резрвной ИЛ.

• 6.4.6.67.1 В качестве контрольного используют ПР контрольно-резрвной ИЛ, если действующими нормативными документами предусмотрен периодический контроль MX ПР рабочих ИЛ по ПР контрольно-резрвной ИЛ.

• 6.4.6.67.2 Для поверки ПР контрольно-резрвной ИЛ применяют ПУ 1-го разряда.

• 6.4.6.67.3 Проверяют соответствие условий, изложенных в разделах 2 и 3, проводят операции по разделу 4 для ПР контрольно-резрвной ИЛ, после чего определяют его MX.

• 6.4.6.67.4 MX определяют в тех точках расхода, в которых определены MX рабочих ПР. Допускается отклонение расхода на 5,0 % (не более).

• 6.4.6.67.5 Проводят операции по 6.4.6.3 (6.4.6.3.1 + 6.4.6.3.5) + 6.4.6.5 применительно к ПР контрольно-резрвной ИЛ.

Количество измерений в каждой j-й точке расхода (nj): не менее 7-ми.

• 6.4.6.67.6 Проводят обработку результатов измерений, полученных по 6.4.6.67.5.

• 6.4.6.67.6.1 Определяют коэффициенты преобразований, проводя операции по 6.4.6.6.1.1 +6.4.6.6.1.3 применительно к ПР контрольно-резрвной ИЛ.

• 6.4.6.67.6.2 Оценивают СКО в каждой j-й точке расхода (Sj^K0H, %) по формуле

  
  
  

  (28)

• 6.4.6.67.6.3 Относительную погрешность ПР контрольно-резрвной ИЛ и составляющие относительной погрешности (случайную и систематическую составляющие) определяют при доверительной вероятности Р=0,95.

• 6.4.6.67.6.4 Определяют случайную составляющую погрешности ПР контрольно-резрвной ИЛ в точках расхода (е*⁰¹¹, %) по формуле

  

(29)

где Sf°^H - значение СКО, определенное по 6.4.6.67.6.2 [формула (28)].

• 6.4.6.67.6.5 Определяют систематическую составляющую погрешности контрольного преобразователя в точках расхода (0£°^н, %) по формуле

  окон

  

(30)

Примечание: 0_t для использования в формуле (30) вычисляют по формуле (23), при этом максимальное значение |З_тах выбирают из ряда значений, приведенных в таблице 3 настоящей методики поверки.

• 6.4.6.67.6.6 Определяют относительную погрешность ПР контрольно-резрвной ИЛ в точках расхода (б*^он, %) ло формуле

_бкон₌ f^z(p)’ W^H+^£j)>^если °’⁸^ ^esj/Sj <81 ^j ( 0_Zj,         если e_Sj/S_j>8 J

6.4.6.67.67 Проверяют выполнение условия:

(32)

• 6.4.6.67.6.8 ПР к дальнейшему применению в качестве контрольного допускают, если выполняется условие (32) во всех точках расхода.

• 6.4.6.6.7.6.9 В случае невыполнения условия (32) преобразователь к дальнейшему применению в качестве контрольного не допускают.

В этом случае ПР к дальнейшему применению допускают в качестве рабочего, если выполняется условие (27а) или (276) - по договоренности сдающей и принимающей сторон.

• 6.4.6.6.7.6.10 Определение MX ПР контрольно-резрвной ИЛ, если его не применяют в качестве контрольного, проводят по настоящей методике, исключив операции по 6.4.6.6.7.

6.4.7 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы брутто нефти СИКН, 5М_бр, %, вычисляют по формуле

бМ_бр=±1,1 j6V²+G²(6p²+p^,2-10⁴A^)+₽^,2-10⁴A^+6N²

где 5V - относительная погрешность измерений объема нефти, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений объема ПР всех измерительных линий (по п.6.4.6 данной методики);

5р - относительная погрешность измерений плотности нефти, %;

Atp - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователями температуры, установленных в блоке измерений показателей качества нефти СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

Atv - абсолютная погрешность измерений температуры нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений температуры преобразователями температуры, установленных на измерительных линиях СИКН (по свидетельствам о поверке преобразователей температуры);

0’    - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, значения

которого приведены в таблице 3 настоящей методики поверки;

5N - относительная погрешность ИВК, %, принимают равной максимальному из значений относительной погрешности ИВК (по п.6.4.2 данной методики);

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1+2-p'tv

1+2-p'V

где t_v - температура нефти при измерениях ее объема, °C, принимают равной максимальной.температуре нефти в измерительныхлиниях, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки;

tp - температура нефти при измерениях ее плотности, °C, принимают равной температуре нефти в блоке измерений показателей качества нефти, отображаемой на АРМ оператора в момент проведения поверки.

Относительную погрешность измерений плотности нефти Зр, %, вычисляют по формуле

х ^ДР¹⁰⁰

бр=—-—,                             (35)

абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м³, принимают равной максимальному из значений абсолютной погрешности измерений плотности ПП рабочего или резервного (по свидетельствам о поверке ПП);

плотность нефти, отображаемая на АРМ оператора в момент проведения поверки; кг/м³.

Таблица 3 - Коэффициенты объемного расширения нефти в зависимости от её плотности                                                      

д кг/м3	р’, 1/°С
810,0-819,9	0,00092
820,0-829,9	0,00089
830,0-839,9	0,00086
840,0-849,9	0,00084
850,0-859,9	0,00081
860,0-869,9	0,00079
870,0-879,9	0,00076
890,0-899,9	0,00072

Значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти не должны превышать ±0,25 %.

• 6.4.8 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти вычисляют по формуле

6М_Н=±1,1-

\            L          ^IUU J

• - предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %;

• - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, вычисленная по формуле (38), %;

• - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, вычисленная по формуле (38), %;

• - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, вычисленная по формуле (38), %;

• - массовая доля воды в нефти, %, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время

проведения поверки;

• - массовая доля механических примесей в нефти, %, принимают равной значению*; указанному в паспорте качеств нефти, сформированном во время проведения поверки;

• - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

W_xc=0,1                                       (37)

"хс

где ф_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, принимают равной значению, указанному в паспорте качества нефти, сформированном во время проведения поверки;

р_хс - плотность нефти, приведенная к условиям измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

Абсолютную погрешность измерений массовых долей воды, механических примесей, и хлористых солей в нефти в лаборатории (Д, %) вычисляют по формуле

где R, г - воспроизводимость и повторяемость (сходимость) метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014, ГОСТ 21534-76, ГОСТ 6370-83, %.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости (повторяемости) г, %. Значение сходимости (повторяемости) г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли, %, по формуле

(39)

где г_хс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³;

р_хс - плотность нефти при условиях измерений массовой концентрации хлористых солей, кг/м³.

Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать ±0,35 %.

7 Оформление результатов поверки

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 Сведения о результатах поверки направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 7.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца системы оформляется свидетельство о поверке.

В случае выполнения операций по п.п. 6.4.2 - 6.4.5 настоящей методики ИВК пломбируют с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.

В случае выполнения операций по п. 6.4.6 настоящей методики ПР пломбируют с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 7.4 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают и выписывают извещение о непригодности к применению.

Раздел 7 (Измененная редакция, Изм. №1)

Приложение А (рекомендуемое) Форма протокола поверки СИКН

Протокол №______________

поверки системы измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений________________

Диапазон измерений: ______________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти в диапазоне измерений, не более, %:___________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в диапазоне измерений, не более, %:___________________________________________

Заводской номер: _______________________________________________________

Принадлежит: ________________________________________________________

Место проведения поверки:________________

Поверка выполнена с применением эталонов:__________________________________

__________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки: _________________________________________________________

Условия проведения поверки СИКН:

Температура окружающей среды:__________

Атмосферное давление:___________________

Относительная влажность:________________

Результаты поверки:

1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)__________________________________

(соответствует/не соответствует)

2. Подтверждение соответствия ПО СИКН (п.6.2 МП) Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Идентификационные данные	Значение, полученное во время поверки СИКН	Значение, указанное в описании типа СИКН
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер ПО)
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО ИВК

Идентификационные данные	Значение, полученное во время поверки СИКН	Значение, указанное в описании типа СИКН
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер ПО)
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

• 3. Опробование (п. 6.3 МП)____________________________

(соответствует/не соответствует)

• 4. Определение MX (п. 6.4 МП)

  • 4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКН (п. 6.4.1 МП)

Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКН:

Наименование СИ	Заводской номер	Сведения о поверке (номер свидетельства (при наличии), дата поверки)

4.2 Определение MX ИК силы тока (п. 6.4.2 МП).

Аналоговый вход________

№ п/п	X, мА	Y, мА	У,%
1	4,000
2	8,000
3	12,000
4	16,000
5	20,000

• 4.3 Определение MX ИК частоты (п. 6.4.3 МП)

Частотный вход________

№ п/п	^зад> Гц	^изм) Гц	Аг, Гц
1	100,00
2	2500,00
3	5000,00
4	7002,80
5	10000,00

• 4.4 Определение MX ИК количества импульсов (п. 6.4.4 МП)

Импульсный_______

№ п/п	Частота, Гц	Заданное, имп.	Действ., имп.	Дм, имп.
1	50,000	10000
	5000,000	10000
	10000,000	10000

4.5 Определение MX ИКвычисления расхода, объёма, массы нефти (п.6.4.5) Измерительная линия №___

№ п/п	Fi.ru	Nj, имп	к, имп/м3	р, кг/м3	Мбр	Мбв	5мб
1
2
3

• 4.6 Определение MX ИК объемного расхода нефти (п.п. 6.4.6 МП) Форма протокола в приложении Б.

• 4.7 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти (п. 6.4.7 МП).

• 4.8 Определение пределов относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти (п. 6.4.8 МП)

Заключение: система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток» признана _______ к дальнейшей эксплуатации, годной/не годной

Должность лица проводившего поверку:                                (подпись) (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «_____» ____________ 20___г.

Приложение Б

(рекомендуемое) Форма протокола определения MX ИК объемного расхода нефти

Место определения MX__________________

наименование объекта и наименование владельца объекта

Преобразователь: тип (модель)___________, DN____мм, PN______МПа, зав.

№___

установлен на                , ИЛ № . Рабочая жидкость

'           ----иикн------- —                ----------------

ПУ:______ __________ ___________, разряд___, зав. №___________, PN_________МПа,

111У (стацион. или моб.), тип

дата поверки____________

Таблица Б.1 - Исходные данные

Поверочной установки (ПУ)									СОИ	Преобразователя
Детекторы ПУ	уТПу 0 з ’ м3	бпу. %	D, мм	S, мм	Е, МПа	ДПУ °C'1	пст °t 5 °C’1	Atny> °C	6(к) °сои> %	Atnp. °C
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Таблица Б.2 - Р<

й и вычислений

№ точ/ № изм (j/i)	Qij > м3/ч				эезультат изме		рений
		Детекторы ПУ	Tip С	?У 4j - °C	Рпу МПа	о о	f4. Гц	tnp °C	рПР ГЧ ’ МПа	N4, имп
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1/1
■ • •
1/П|
■. •
m/l
т/пт

Таблица Б.2 - окончание таблицы

№ точ/ № изм G/i)	Результаты измерений
	Pij» кг/м3	t;n, °с	рПП ГЧ • МПа	v4> сСт	иПУ V м3	кч, имп/м3	стЦ!5'	СРЬцУ	CTLjp	стьдр
1	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
1/1		•					-
• • ■
1/П|
m/l
m/nm

Таблица Б.З - Значения коэффициентов, использованных при вычислениях

*(Р,П)	Z(P)

Таблица Б.4 - Результаты вычислений (только при реализации ГХ по 6.4.6.6.2.1)

Qmin. М /Ч	Qmaxi М /Ч	%	Кд. имп/м3	ед.%	0ад. %	Оед, %	6д, %
1	2	3	4	5	6	7	8

Таблица Б.4 - Результаты вычислений (только при реализации ГХ по 6.4.6.6.2.2)

№ поддиапазона (к)	Qminki м3/ч	Qmaxki м3/ч	Бодк. %	Кпдк> имп/м3	Евдк.	Оапдк. %	®1пдк> %	8пдк. %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1
т-1

Таблица Б.4 - Результаты вычислений (только при реализации ГХ по 6.4.6.6.2.3)

№ ТОЧКИ (j)	Qi. м3/ч	fj, Гц (fj/Vj, Г ц/сСт)	% имп/м	№ поддиапазона (к)	Qkmin> м3/ч	Qkmaxi м3/ч	8одк> %	^пдк. %	®апдк, %	0£пдк> %	8пдк> %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1				1
2				• ■ •
...				т-1
т

Таблица Б.5 - Результаты вычислений в точках рабочего диапазона (только для ПР контрольно-резервной ИЛ)

№ точки 0)	Qj, м3/ч	fj. Гц	Sj, %	Ki’ 3 имп/м	Ej, %	0ц, %	Sj. %
1	2	3	4	5	6	7	8

Заключение: Заключение : результаты определения относительной погрешности измерительного канала объемного расхода нефти                    требованиям

П. 6.4.6 НА ГНМЦ.0484-20 МП                   соответствуют/ не соответствуют

Поверитель________________

наименование поверяющей организации

Дата «____» _________________20____г.

Некоторые пояснения к формированию и оформлению протокола определения MX ПР

Б.1 По таблице Б.1 - Исходные данные

Б.1.1 В колонку 1 в одну строку записывают обозначения калиброванных участков:

• - «1-2» - для однонаправленных ТПУ с одной парой;

-«1 -2-1»- для двунаправленных ТПУ с одной парой детекторов;

Б. 1.2 В колонку 1 в две строки записывают обозначения калиброванных участков:

• - «1-3-1» и «2-4-2» для ТПУ с двумя парами детекторов, если УОИ, применяемое при поверке, соответствует требованию примечания 1 к 6.4.2.5.

Б. 1.3 В колонку 2 записывают значения объемов калиброванных участков, соответствующие обозначениям по Б. 1.1 (в одну строку) и Б. 1.2 (в две строки).

Б.2. По таблице Б.2 - Результаты измерений и вычислений

Б.2.1 Запись в колонке 3 согласно Б. 1.1 и Б. 1.2.

Б.2.2 Запись  в колонке 15: только при поверке преобразователя,

эксплуатируемого в составе СИКН. При этом:

-при наличии поточного(ых) вискозиметра(ов) записывают значение вязкости нефти для каждого измерения (используют результаты измерений поточного вискозиметра);

-при отсутствии (или отказе) поточного(ых) вискозиметра(ов) для первого измерения записывают значение вязкости нефти, определенное в химикоаналитической лаборатории непосредственно перед поверкой. Для других измерений (кроме последнего) колонку 14 допускается не заполнять.

Для последнего измерения в колонке 15 записывают значение вязкости, определенное в химико-аналитической лаборатории в конце поверки

Б.2.3 Колонки 19 + 22 заполняют только в случае, если при обработке результатов измерений используют коэффициенты CPL и CTL.

Примечание: При формировании (оформлении) протокола поверки не заполняемые колонки из таблицы 2 допускается исключать (в частности колонки 15,16,19 + 22), изменив при этом нумерацию колонок.

Б.З По таблице Б.4 - Результаты поверки

При формировании (оформлении) протокола поверки форму таблицы Б.4 (из трех вариантов) выбирают в зависимости от вида реализации ГХ поверяемого преобразователя в СОИ.

Таблицу Б.4 формируют (оформляют) как для рабочего преобразователя, так и для резервно-контрольного, если резервно-контрольный поверяют как рабочий преобразователь и предполагают применять в качестве рабочего.

Б.4. По таблице Б.5 - Результаты поверки в точках рабочего диапазона

Таблицу формируют и оформляют только для резервно-контрольного (контрольного) преобразователя и только в случае, если его поверку проводят в качестве контрольного. Таблицу оформляют независимо от того, по результатам, поверки допускается преобразователь к-дальнейшей эксплуатации в качестве контрольного или нет.

Приложение В

Установление и контроль значения поверочного расхода, используя результаты измерений поверяемого преобразователя

В.1 При проведении операций согласно 6.4.2.3.2 и 6.4.2.3.3 дополнительно регистрируют значение расхода жидкости (Qj¹¹*, м³/ч), измеренное поверяемым преобразователем.

В.2 Для каждой j-й точки расхода вычисляют коэффициент коррекции расхода к? по формуле

Q^np-Q

^(В1)

^uj

где Qj - значение расхода, определенное по формуле (2) - см. п. 6.4.2.3.2.

В.З Вычисляют скорректированное значение расхода (Q_Koppj, м³/ч) по формуле Q_KWj=k|^Q-Qj^np₁                                     <В.2)

В.4 Устанавливают принимая:

значение поверочного расхода, определенное по В.З, Qj^Q ., J       кори

Приложение Г

Коэффициенты линейного расширения материала стенок ПУ (а™), значения модуля упругости (Е) материала стенок ПУ

Коэффициент линейного расширения материала стенок ПУ (оф⁷), значение модуля упругости материала стенок ПУ (Е) определяют из таблицы Г.1.

Таблица Г.1 - Коэффициент линейного расширения (a_t^ny), значения модуля упругости (Е) материала стенок ПУ

Материал стенок ПУ	Значения	Значения Е, МПа
Сталь углеродистая	11,2-1 О'6	2,068-105
Сталь легированная	11,0W6	2,0-105
Сталь нержавеющая 17-4	10,8-10*	1,965-105
Сталь нержавеющая 304 литая	15,95-10*	1,931-105
Сталь нержавеющая 304	17,3-1 О'6	1,931-105
Сталь нержавеющая 316	17,3-10*	1,931-105

Примечание: Если значения aj? и Е приведены в паспорте или техническом описании на ПУ (или в заводском сертификате калибровки ПУ), то при расчетах используют значения, указанные в одном из перечисленных документов.

Д.6.1 По формулам (Д.2) и (Д.4) определяют значения р₁₅₍₁₎ и y_t(1) (условно первые значения), при этом в этих формулах принимают: р₁₅= р_пп, t_v= Inn-

Д.6.2 По формулам (Д.1) и (Д.З) вычисляют значения СТЦ и СРЦ (условно первые значения) соответственно, принимая в формуле (Д.1) t_v=tnn> ₽is⁼Pi5(i)’ в формуле (Д.З): P_v=Pnn. Y_t= Y_t(1)-

Д.6.3 По формуле (Д.5) вычисляют значение р₁₅₍₁₎ (условно первое значение), подставляя вместо значений CTL и CPL значения СТЦ и СРЦ, определенные по Д.6.2.

Д.6.4 Повторяют операции по Д.6.1 + Д.6.3.

По формулам (Д.2) и (Д.4) определяют значения р₁₅₍₂₎ и y_t(2), дополнительно в Д.6.1 принимая: р₁₅= р₁₅₍₁₎.

По формулам (Д.1) и (Д.З) вычисляют значения CTL₂ и CPI-2, дополнительно в Д.6.2 принимая: Р₁₅₍₁₎=Р₁₅₍₂₎ и Y_tcl)⁼ Y_t(2)-

По формуле (Д.5) вычисляют значение р₁₅₍₂₎, принимая: СТЦ = СТ1_₂ и СРЦ = CPL₂.

Д.6.5 Операции по вычислению значений плотности р₁₅ прекращают по достижению условия

|₽15(k)-Pl8(k-1)|^S0-⁰¹-                                       <А'⁶>

где к и - порядковые номера вычислений (последнего и предпоследнего (к -1) вычисления условно) значений плотности р15.

Примечание: Операции по Д.6.1 ⁺ Д.6.5 проводят для каждого измерения.

Д.7 Используя формулы (Д.1) + (Д.4) и вычисленное значение р_15(к) определяют значения СТ1_п^у, CTL_ij^lp, CPL^, CPL^ с учетом условий измерения объема, т.е. температуры (t_v, °C) и давления (P_v , МПа) для каждого i-ro измерения в каждой j-й точке расхода.

В формулах (Д.1), (Д.3), (Д.4) при определении СТЦ¹⁷, CPI_f^y принимают: t_v= tjj¹⁷, P_v= Р™, при определении CTL^, СР1_"^р: ^Ц*^р (t_v= tj⁷) и Р₇=Р"^Р (Pv= Р?^У) •

Примечание: Значения CTL и CPL допускается определять, используя алгоритмы, имеющиеся («зашитые») в (СОИ).

Приложение Е

Анализ результатов измерений, значения квантиля распределения Стьюдента и коэффициента Zf_P)

Е.1 Анализ результатов измерений для выявления промахов (при необходимости) проводят операции по Е.1.1 + Е. 1.4.

Е.1.1 Определяют ОКО результатов вычислений коэффициентов преобразования в каждой точке рабочего диапазона по формуле

feCM)²                        _(Е,1)

¹ J Пр1

Примечание: При Sj< 0,001 принимают Sj= 0,001.

Е.1.2 Для каждого измерения вычисляют соотношение по формуле

Kjj-Kj

Ur -Р                           <^Е-2)

ч

Е. 1.3 Из ряда вычисленных значений Uy для каждой точки расхода выбирают максимальное значение Ц_тах, которое сравнивают с «h», взятой из таблицы Е.1 в зависимости от значения «пр>.

Таблица Е.1 - Критические значения для критерия Граббса (ГОСТ Р ИСО 5725)

"j	3	4	5	6	7	8	9	10	11
h	1,155	1,481	1,715	1,887	2,020	2,126	2,215	2,290	2,355

Е.1.4 Если Uj_max>h, то подозреваемый результат исключают из выборки как промах.

Примечание: Допускается как промах исключать результат измерения, у которого Ку по значению наиболее (в большую или меньшую сторону) отличается от значений Ку других измерений в этой же точке расхода, не проводя анализ по Е.1.1 + Е.1.3.

Таблица Е.2 - Значения квантиля распределения Стьюдента to_i95 (ГОСТ 8.207)

nf1	3	4	5	6	7	8	9	10	12
to,95	3,182	2,776	2,571	2,447	2,365	2,306	2,262	2,228	2,179

Таблица Е.З - Значения коэффициента Z_(P) при Р = 0,95 (МИ 2083)

Oi/S	0,5	0,75	1	2	3	4	5	6	7	8
Z(P)	0,81	0,77	0,74	0,71	0,73	0,76	0,78	0,79	0,80	0,81

33