Методика поверки «ГСИ.СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 1209 ПСП «ВАНКОРСКИЙ»» (МП 0832-14-2018)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им. Д.И. МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 1209 ПСП «ВАНКОРСКИЙ»

Методика поверки

МП 0832-14-2018

Начальник НИО-14 ВНИИР - филиал

ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

Р.Р. Нурмухаметов

Тел.: (843)299-72-00

Казань

2020

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 1209 ПСП «Ванкорский» (далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Примечание 1 - Если очередной срок поверки средств измерений (СИ) из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, или появилась необходимость проведения внеочередной поверки СИ, то поверяется только это СИ, при этом внеочередную, поверку СИКН не проводят.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Основное средство поверки СИКН

  • 2.1.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости», обеспечивающий определение метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM (Д_у 10 дюймов) (далее - ТПР) в требуемых диапазонах расхода.

  • 2.1.2 При проведении поверки иопределении дополнительных метрологических характеристик СИ в составе СИКН применяют средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

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

• 3.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами, применяемыми на предприятии для данного объекта.

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ, применяемыми на предприятии для данного объекта.

• 3.2  Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 3.3  СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0-2002 «Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 0. Общие требования».

• 3.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила устройства электроустановок.

Поверка СИКН осуществляется в условиях эксплуатации СИКН и 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 должен находиться в границах диапазона измерений, указанного в описании типа СИКН.

Характеристики измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям, приведенным в таблице 2, проверяют по данным паспорта качества нефти в день проведения поверки.

Таблица2 - Характеристики измеряемой среды

Окончание таблицы 2

Примечание 2 - Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящей инструкцией следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 6.1  Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

• 6.1.1 Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

• 6.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений, препятствующих проведению поверки;

• - надписи и обозначение на компонентах СИКН должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации.

СИКН, непрошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

• 6.2  Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО).

  • 6.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного SyberTrol» (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

• - включить питание ИВК, если питание было выключено;

• - войти в альтернативное меню нажатием на лицевой стороне панели клавиши «Alt»;

• - нажатием клавиши «|» выбрать пункт меню «Версия программного обеспечения»;

• - нажатием клавиши «Enter» получить идентификационные данные:

• 1) версия ПО;

• 2) цифровой идентификатор ПО.

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «Sybervisor» проводят в следующей последовательности:

• - включить АРМ оператора, если АРМ оператора выключен;

• - запустить программу Sybervisor.exe в папке C:\PCSUPER\FCT, в случае отсутствия автоматического запуска;

• - в запущенной программе Sybervisor.exe выбрать в меню пункт «About», в подменю выбрать «About FCT»;

• - в открывшемся окошке «About Sybervisor», где после текста Sybervisor получить версию ПО.

• 6.2.4 Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО (идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в разделе «Программное обеспечение» описания типа СИКН для ИВК и АРМ оператора «Sybervisor».

В случае, если идентификационные данные ПО СИКН не соответствуют данным, указанным в описании типа на СИКН, поверку прекращают. Выясняют и устраняют причины вызвавшие несоответствие. После чего повторно проверяют идентификацию данные ПО СИКН.

• 6.3  Опробование

  • 6.3.1 Опробуют СИКН путем увеличения или уменьшения расхода измеряемой среды в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считаются удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении расхода измеряемой среды соответствующим образом изменялись показания на соответствующих средствах отображения информации.

• 6.3.2 Проверка герметичности СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на СИКН. СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления.

• 6.4  Определение метрологических характеристик

  • 6.4.1 Определение метрологических характеристик (MX) СИ, входящих в состав СИКН.

    • 6.4.1.1 Поверку ИВК, ТПР, преобразователей температуры интеллектуальных серии STT 3000 модели STT25H с термопреобразователями сопротивления Pyromation, преобразователей давления типа ST 3000 (мод. STG), преобразователей плотности жидкости измерительных (мод. 7835), влагомеров поточных модели L, преобразователей плотности и вязкости жидкости измерительных (мод. 7829), комплексов измерительно-вычислительных и управляющих на базе PLC, термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 № 2, манометров деформационных с трубчатой пружиной серии 3 и манометров для точных измерений типа МТИ проводят в соответствии с документами на поверку, приведенными в их описаниях типа.

    • 6.4.1.2 Определение метрологических характеристик ТПР. При поверке ТПР Т_у-время измерения, с (время движения поршня от одного детектора до другого в прямом и обратном направлениях) при i-ом измерении в j-ой точке рабочего диапазона принимают по показанию ИВК (АРМ оператора) или определяют по формуле 1:

И.-3600

'г _ У________

¹iJ ~ ^ПУ

(1) рЛУ

где ^lJ - расход нефти в i-м измерении j-ой точке принимают по показанию ИВК (АРМ оператора), м³/ч.

Коэффициент линейного расширения материала стенок трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), а, принимают равным 11,2 • 10’⁶ 1/°С.

Модуль упругости материала стенок ТПУ, Е, МПа, принимают равным 206843 МПа.

По результатам поверки ТПР рассчитывают коэффициент коррекции MF по формуле:

= £-, (2)

где К - значение коэффициента преобразования ТПР (согласно технической документации наТПР равное 116 имп/м³);

Kj - фактическое значение коэффициента преобразования, определенное по результатам поверки ТПР, имп/м³.

Вычисленное значение коэффициента коррекции MF в j-й точке рабочего диапазона округляют до четырех знаков после запятой.

Полученные значения коэффициента коррекции MF фиксируют по результатам определения метрологических характеристик ТПР (Приложение Д к настоящей методике) и вносят в ИВК СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

Примечание 3 - На момент проведения поверки СИКН указанные в п.п. 6.4.1.1 СИ должны иметь все разрешительные документы (свидетельства о поверке) или записи о положительных результатах поверки и снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с их описаниями типа и методиками поверки.

Примечание 4- По результатам поверки ТПР допускается представление метрологических характеристик ТПР по форме Приложения Д к настоящей методике.

• 6.4.1.3 Дополнительные метрологические характеристики ИВК, определяют в соответствии с требованиями изложенными в приложении А к методике поверки СИКН № 1209 «Порядок определения дополнительных метрологических характеристик ИВК, эксплуатируемых в составе СИКН № 1209 ПСП «Ванкорский».

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти при косвенном методе динамических измерений (5мб, %), в соответствии с ГОСТ Р 8.595 -2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», определяют по формуле:

3_МЕ =±1.1-^ +G²-(8² + ₽²-10⁴ • ДТ_р²) + р²-10⁴-ДТ² + 8²_N ,                    (3)

где - относительная погрешность измерений объема нефти, %;

З_р- относительная погрешность измерений плотности нефти, %, определяется по формуле:

<?=*£..] ₀₀,                                    (4)

Z^min

Др - абсолютная погрешность измерений плотности нефти, кг/м³;

p_niin - минимальное значение плотности нефти из диапазона измерений плотности СИКН (см. таблицу 2), кг/м³;

Д7¹ ,АГ_И - абсолютные погрешности измерений температуры нефти при измерениях ее плотности и объема соответственно, °C;

(3  - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С, определяют по

приложению А ГОСТ Р 8.595;

SN - относительная погрешность ИВК, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

1 + 2-/Г7;

1 + 2-/?-Т_р ’

где T_v,T_p - температура нефти при измерениях ее объема и плотности соответственно, °C. Применяют значения температуры того месячного отчета (формируемого ПО АРМ оператора), в котором разница между значениями данных показателей является максимальной. Для анализа используют последние 12 месячных отчетов предшествующих поверке.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти с применением СИКН не должна превышать ±0,25 %.

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Относительную погрешность измерений массы нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.595 (Змн, %) вычисляют по формуле:

где Д Ид - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды, %, при измерениях в лаборатории определяется по формуле (9);

И Wmfi - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей, %, вычисляют по формуле (9);

/lWxc- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей, %, вычисляют по формуле:

Д^с = 0,1-^,                         (7)

Ря

где А^_ЛС - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, вычисляют по формуле (9);

р*^с - плотность нефти при условиях измерений (р_хс, кг/м³ (на момент проведения поверки);

Wb - максимальное значение массовой доли воды в нефти, % (из таблицы 2);

РГмл - максимальное значение массовой доли механических примесей в нефти, % (из таблицы 2);

Wxc - максимальное значение массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляют по формуле:

(8)

ср_хс - максимальное значение массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории (из таблицы 2).

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений Д, %, вычисляют по формуле:

(9)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-14 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды»;

• - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей»;

• - для массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Воспроизводимость R метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г.

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти с применением СИКН не должна превышать ±0,35 %.

• 7.1 По результатам поверки и наличия действующих разрешительных документов на СИ в составе СИКН оформляется протокол поверки СИКН, рекомендуемая форма протокола СИКН приведена в приложении Е настоящей инструкции.

• 7.2 При положительных результатах поверки СИКН, оформляют свидетельство о поверке на СИКН в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815.

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают рабочий диапазон измерений каждого ТПР (в соответствии с Приложением Д) и СИКН в целом, а также пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти СИКН.

Если появилась необходимость проведения внеочередной поверки ТПР или ИВК (нарушения пломб со знаком поверки, отклонение метрологических характеристик от установленных пределов), то поверяются и определяются дополнительные метрологические характеристики только у данного СИ, при этом оформляется протокол поверки СИКН (приложение Е) в части и объеме проведенной поверки. При положительных результатах поверки оформляется свидетельство о поверке на СИКН в части и объеме проведенной поверки, со сроком действия данного свидетельства один год.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815.

(обязательное) Порядок определения дополнительных метрологических характеристик ИВК, эксплуатируемых в составе СИКН № 1209 ПСП «Ванкорский».

А. 1.1 Опробование в соответствии с А.3.1.

А. 1.2 Определение дополнительных MX в соответствии с А.3.2.

А.2.1 Подготовку проводят согласно требованиям эксплуатационной документации на средства определения дополнительных MX и ИВК.

А.2.2 Проверяют монтаж ИВК и средств определения дополнительных MX согласно структурным схемам (рис. А1-АЗ).

А.2.3 Вводят в память ИВК значения диапазонов измерений преобразователей температуры, давления, плотности, характеристик ТПУ, заводского коэффициента ТПР.

А.2.4 Включают и прогревают ИВК и средства определения дополнительных MX.

А.3.1 Опробование

А.З. 1.1 Опробование ИВК при определении абсолютной погрешности аналоговых каналов измерений (рис.А-1) проводят следующим образом:

• - на входы ИВК, предназначенные для подключения преобразователей температуры, давления, подают токовые сигналы или сигналы напряжения. Величины токов определяют косвенным методом, используя цифровой вольтметр и эталонную катушку сопротивления или прямым методом измерений;

• - при изменении значений силы тока и напряжения показания на дисплее ИВК должны изменяться соответствующим образом.

  

Рис. А-1. Схема подключения СИ при определении погрешности аналоговых каналов определения температуры и давления (1 - вольтметр; 2 - эталонная катушка сопротивления; 3 - магазин сопротивлений; 4 - ИВК).

А.З. 1.2 Опробование ИВК измерительной линии (ИЛ) (далее - ИВК-ИЛ) при определении относительной погрешности вычисления объема и массы нефти (рис. А-2) проводят следующим образом:

• - на вход ИВК-ИЛ, предназначенный для подключения ТПР, подают сигнал генератора ГЗ-102;

• - на входы ИВК-ИЛ, предназначенные для подключения преобразователя плотности (ПП), подают сигнал делителя частоты Ф5093;

• - значения температуры, давления вводят с клавиатуры;

• - вводят значение заводского коэффициента преобразования ТПР согласно техническому описанию ТПР;

• - вводят значение поправочного коэффициента ТПР, равное 1;

• - вводят коэффициенты ПП вручную в соответствующие поля исходных данных;

  

Рис. А-2. Схема подключения СИ при определении погрешности вычисления объема и массы нефти (1 -генератор импульсов; 2 - счетчик импульсов; 3 - делитель частоты; 4 - ИВК-ИЛ).

А.3.1.3 Опробование ИВК ТПУ (далее - ИВК-ТПУ) при определении относительной погрешности вычислений поправочного коэффициента ТПР по ТПУ (рис.А-3) проводят следующим образом:

• - сигналы ТПР необходимой частоты задают генератором ГЗ-102, количество импульсов посредством счетчика импульсов Ф 5007;

• - сигналы детекторов ТПУ задают соответствующими выходами «Преднаб. шах» и «Преднаб. min» счетчика импульсов Ф 5007, поворот четырехходового крана ТПУ производят вручную;

• - сигнал ПП задают делителем частоты Ф 5093;

• - значения температуры и давления нефти на ИЛ вводят с клавиатуры ИВК-ИЛ, значения температуры и давления нефти на входе и выходе ТПУ вводят с клавиатуры ИВК-ТПУ;

• - изменяя выходные сигналы приборов, убеждаются во вводе и обработке их ИВК-ИЛ, контролируя значения параметров на дисплее ИВК-ИЛ

• - при изменении значений выходных сигналов приборов показания на дисплее ИВК должны изменяться соответствующим образом.

  

Рис. А-3. Схема подключения СИ при определении погрешности вычисления коэффициента преобразования ТПР по ТПУ (1 - генератор импульсов; 2 - счетчик импульсов; 3 - ИВК-ИЛ; 4 - ИВК-ТПУ; 5 -делитель частоты; 6 - четырехходовой кран ТПУ).

А.3.2 Определение MX ИВК

А.3.2.1 Определение абсолютной погрешности аналоговых каналов измерений температуры, давления.

а) Определение абсолютной погрешности аналоговых каналов измерений температуры, давления проводят не менее чем, при пяти значениях (включая минимальное и максимальное) из диапазона измерений преобразователя соответствующей величины.

Значения силы тока для соответствующего значения величины определяют по формуле:

Д =^-(*-Л.Д + 4,                    (А1)

где 1_Х- значение сила тока, мА;

X- значение величины;

- диапазон измерений преобразователя величины;

X_tnin - нижний предел измерений преобразователя величины.

Значения напряжения для соответствующего значения величины определяют по формуле:

U_x=~(X-X,.....) + 1,                     (А2)

где U_x - значение напряжения, В;

X - значение величины;

S_x - диапазон измерений преобразователя величины;

X_min - нижний предел измерений преобразователя величины.

Обработку результатов измерений проводят в следующей последовательности:

а) Абсолютную погрешность измерений величины определяют по формуле:

ДХ = Х-Х_р,                             (АЗ)

гдеХ- значение величины по показаниям ИВК;

Хр - значение величины, соответствующее значениям силы тока или напряжения, рассчитанное по формулам (Al, А2).

Результаты измерений заносят в форму по (приложению Б).

За абсолютную погрешность измерений величины принимают максимальное из всех значений, определенных по формуле (АЗ).

Это значение не должно превышать значений 0,025 °C и 0,5 кПа соответственно для каналов измерений температуры и давления.

б) Относительную погрешность, вносимую в погрешность вычислений массы брутто (дма_а) аналоговыми каналами измерений температуры и давления ИВК, определяют по формуле:

= ^о,08²• (Д/,² + Д/^) + 0,08²• (Д^² + ДР„²) • 10’⁶ ,                         (А4)

где At_t и dtp - значения абсолютной погрешности каналов измерений температуры нефти ИВК соответственно в ИЛ и в блоке измерений показателей качества нефти (далее -БИК), °C;

AP_t и ДР_р значения абсолютной погрешности каналов измерений давления нефти ИВК соответственно в ИЛ и в БИК, кПа;

0,08 - коэффициент влияния погрешности измерений температуры (давления), %/°С (%/МПа).

в) Относительную погрешность, вносимую в погрешность вычислений поправочного коэффициента ТПР по ТПУ (<Ы) аналоговыми каналами измерений температуры и давления ИВК, определяют по формуле:

8_ига = 7«,О8² -(Д/,² +Д/,²„ +Ч².Э + 0,03² ■« +ДР;„ + ДРД„)-10-⁶ ,          (А5)

где J/уаг, ЛА'онг и ИРуаг, ЛРу^мг - значения абсолютной погрешности каналов измерений соответственно температуры и давления нефти на входе и выходе ТПУ, °C и кПа (используют из протокола поверки ИВК-ТПУ).

А.3.2.2 Определение погрешности вычислений объема (5v) и массы брутто (5мб) нефти При помощи генератора ГЗ-102 и делителя частоты Ф5093 устанавливают значения частоты сигналов ТПР и ПП, вводят с клавиатуры ИВК-ИЛ значения температуры и давления в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1 - Значения температуры и давления

Вводят в память ИВК-ИЛ

- условное значение заводского коэффициента преобразования ТПР, округленное до целого числа, определяется по формуле

где К - фактическое значение заводского коэффициента преобразования =116), имп/м³;

- значения градуировочных коэффициентов ПП в соответствии с свидетельством о поверке.

Счетчик импульсов подготавливают к режиму ограничения по максимуму. На переключателе "Преднаб. мах" устанавливают количество импульсов N, не менее 10 000 и с таким расчетом, чтобы значение массы нефти вычисляемое по формуле (А7) составляло не менее 500 т, для выполнения условия, что погрешность округления значения массы на дисплее ИВК

должна быть пренебрежимо мала по сравнению с погрешностью ИВК вычисления массы.

(А7)

где Мр(им) - значение массы нефти (для имитации входных сигналов ото ТПР), рассчитанное из условия, что N>10000 имп., кг.

N-количество импульсов, устанавливаемых на переключателе "Преднабор шах", имп.; pv-задаваемое значение плотности нефти при условиях измерения объема, кг/м³;

KF - условное значение заводского коэффициента преобразования ТПР, имп/м³;

Для каждой серии входных параметров проводят не менее трех измерений.

Погрешность вычисления массы брутто определяют для каждого канала измерения плотности.

Обработку результатов измерений проводят в следующей последовательности:

а) Погрешность вычислений объема Зр определяют по формуле:

\V-V_n\

8_V ----^-100%,

^VP

где V -значение объема по показаниям ИВК-ИЛ, м³;

Vp - расчетное значение объема, м³, определяется по формуле

V = —

” К’

где N - количество импульсов, выданное счетчиком, имп.

К - коэффициент преобразования ТПР имп/м³, определяемый по формуле

К= —,                             (А10)

MF

MF - поправочный коэффициент ТПР (при поверке MF=1)

За погрешность Зу принимают максимальное из всех значений, определенных по формуле (А8).

Значение Зу вычисляют до четвертого знака после запятой. Окончательное значение округляют до третьего знака после запятой.

Погрешность Зу не должна превышать 0,025 %.

б) Погрешность вычислений массы брутто (<5'ме) определяют по формуле:

\м-м\

8_мб = '  - ^Р|-Ю0%,

где М - значение массы брутто по показаниям ИВК-ИЛ, т;

Мр - расчетное значение массы брутто, т, определяют по формуле:

М_р=К_р._Рял.1О-³,                             (А12)

где рил - значение плотности, приведенное к условиям измерений в ИЛ, кг/м³, рассчитанное по формуле

Р_ет=р-[1 + ^-(1_р-1,)]{1 + у(^-Р_х,)-°,001]_>                (А13)

где р - значение плотности нефти при условиях измерений в БИК, кг/м³, рассчитывают по формулам (А 1.1 -А 1.5 приложения А1);

t_P, t_{ (Р_р, P_t) - значения температуры (давления) нефти соответственно в БИК и в ИЛ, °C (кПа);

/? - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С;

у- коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа;

Значения р и у берут из таблиц Р 50.2.076-2010 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения».

За погрешность З’мб принимают максимальное из всех значений, определенных по формуле (АН).

Суммарную погрешность вычислений массы брутто определяют по формуле

•                                  (А14)

Значения Змба, З’мб, Змб вычисляют до третьего знака после запятой. Окончательное значение Змб округляют до второго знака после запятой.

Значение Змб не должно превышать 0,05 %.

Результаты измерений заносят в форму по (приложению В).

А.3.2.3 Определение относительной погрешности вычислений поправочного коэффициента ТПР по ТПУ

Определение относительной погрешности вычислений поправочного коэффициента ТПР (3mf) по ТПУ проводят при минимальном и максимальном значениях расхода из диапазона измерений ТПР, произвольном значении плотности при условиях в БИК из рабочего диапазона измерений плотности, при минимальных и максимальных значениях температуры и давления нефти в ИЛ, на входе и выходе ТПУ.

В память ИВК-ИЛ вводят значение заводского коэффициента преобразования ТПР -КГ, поправочный коэффициент ТПР - MF (при поверке MF=1), градуировочных коэффициентов ПП.

В память ИВК-ТПУ вводят значения характеристик ТПУ: вместимости измерительного участка ТПУ при нормальных условиях, внутреннего диаметра ТПУ, толщины стенок ТПУ, 16

коэффициента линейного расширения материала стенок ТПУ, модуля упругости материала стенок ТПУ.

С клавиатуры дисплея ИВК- ИЛ вводят значения температуры и давления нефти в ИЛ и в БИК.

С клавиатуры дисплея ИВК-ТПУ вводят значения температуры и давления нефти на входе и выходе ТПУ.

На делителе частоты устанавливают сигнал, соответствующий выбранному значению плотности.

На генераторе импульсов (рис. А-3) устанавливают выходной сигнал, соответствующий частоте выходного сигнала ТПР, для подачи на импульсный вход ИВК-ИЛ. На счетчике импульсов устанавливают "Преднаб. мин." - 5000 и "Преднаб. мах." - 15000. Имитируют прямой и обратный ход шара ТПУ с двумя парами детекторов. Для чего на счетчике импульсов устанавливают режим "Сумм.". С клавиатуры ИВК устанавливают режим "Поверка". После установки четырехходового крана в положение "Вперед" запускают счетчик импульсов кнопкой "Старт". После срабатывания реле "Преднаб. мах." кнопкой "Стоп" останавливают счет импульсов. После установки четырехходового крана в положение"Назад" задают режим "Вы-чит." и запускают счетчик импульсов кнопкой "Старт". После срабатывания "Преднаб. мин." счет импульсов останавливают.

Для каждой серии входных параметров проводят не менее трех измерений. Результаты измерений заносят в форму по (приложению Г).

Обработку результатов проводят в следующей последовательности:

Погрешность д 'mf определяют по формуле

^Р|-Ю0%>                         (А15)

где MF - значение поправочного коэффициента ТПР по показаниям ИВК-ИЛ, имп/м³;

MF_P - значение поправочного коэффициента ТПР, имп/м³, вычисленное по формуле

У MF.

L-t pj

MF_p=^---

где п- количество пар детекторов,

MFpj - значение поправочного коэффициента ТПР рассчитанное для одной пары детекторов, имп/м³, по формуле:

(А16)

AT⁷ - заводской коэффициент преобразования ТПР, имп/м³ (KF=116 имп/м³);

Voj - значение вместимости ТПУ при нормальных условиях для j-ro калиброванного участка, м³ (берут из свидетельства о поверке ТПУ);

N - количество импульсов, подаваемое на счетчик импульсов ИВК суммарно для прямого и обратного хода поршня, имп. (N=1400 имп.);

K_tp - коэффициент, учитывающий влияние температуры и давления, разности температуры и давления нефти у ТПР и в ТПУ на вместимость ТПУ и объем нефти, определяемый для заданных значений температуры и давления по формуле

где at - коэффициент линейного расширения материала стенок ТПУ, 1/°С;

Е - модуль упругости материала стенок ТПУ, МПа;

D - внутренний диаметр измерительного участка ТПУ, мм;

5 - толщина стенок ТПУ, мм;

t_y - среднее значение температуры нефти в ТПУ, °C, вычисленное по формуле

(А18)

t_ytiX, tyebix - значение температуры на входе и выходе ТПУ, °C;

Р_у - среднее значение давления нефти в ТПУ, кПа, вычисленное по формуле

2

(А19)

Р_уах, Ру^х - значение давления нефти на входе и выходе ТПУ, кПа;

t_t - температура нефти в ИЛ, °C;

Pt - давление нефти в ИЛ, кПа.

За погрешность ИВК 3'mf принимают максимальное из всех значений, определенных по формуле (А 15).

Суммарную погрешность определяют по формуле

(А20)

Значение K_tp вычисляют до пятого знака после запятой. Значение К вычисляют до пяти значащих цифр.

Значения 3MFa,3'MF, 3mf вычисляют до четвертого знака после запятой, окончательное значение 8mf округляют до третьего знака после запятой.

Значение не должно превышать 0,025 %.

А.4 Оформление результатов определения дополнительных метрологических характеристик

А.4.1 Результаты оформляют в соответствии с (приложениями Б, В, Г).

Плотность нефти с поправкой по температуре и давлению р_р, кг/м³, определяют по

где Ко, Ki, Кг, К is, К19, Кгод, Кгов, К21А, К21В - градуировочные коэффициенты, взятые из

свидетельства о поверки на ПП;

Т - период сигнала имитатора ПП, мкс;

t - температура нефти в БИК, °C;

Р - избыточное давление нефти в БИК, МПа.

(рекомендуемое)

Форма представления результата определения дополнительных метрологических характеристик аналоговых каналов измерительно-вычислительного комплекса «Sybertrol» для ИЛ

Место определения дополнительных MX: СИКН № 1209 ПСП «Ванкорский»

Заводской номер:_______________________

Канал измерений: Давление в ИЛ

Канал измерений: Температура в ИЛ

Канал измерений: Температура в БИК № 1

Канал измерений: Температура в БИК №2

Канал измерений: Давление в БИК

8_иба = у/о, 08² ■ (д/,² +Дг²)+0,08² ■ (А/}² + ДР/) ■ 10~⁶

Подпись______________________

Дата__________________________

(дополнительное для ИВК-ТПУ)

(рекомендуемое)

Форма представления результата определения дополнительных MX аналоговых каналов измерительно-вычислительного комплекса «Sybertrol» для ТПУ

Место проведения поверки: СИКН № 1209 ПСП «Ванкорский»

Максимальная погрешность: ЛР_ет =____________кПа

Максимальная погрешность:     =___________кПа

Максимальная погрешность: Atex =_____________°C

Максимальная погрешность:     =____________°C

Подпись лица, проводившего поверку_____________________

Дата_________________

(рекомендуемое)

Форма представления результата определения дополнительных MX измерительно-вычислительного комплекса «Sybertrol»

Заводской номер________ Коэффициент преобразования ТПР_____________

Поправочный коэффициент ТПР______________

Коэффициенты ПП:

Ко =                Kl8-               К20В =

К] =                 К19 —                К21А -

К2 =                К20А =               К21В-

Определение погрешности вычисления объема и массы по ИЛ

Мб -         + ^_мба

Подпись_______________________________

Дата_______________________

Приложение Г

(рекомендуемое)

Форма представления результата определения дополнительных MX измерительно-вычислительного комплекса «Sybertrol»

Заводской номер____________________ Коэффициент преобразования ТПР_____________

Поправочный коэффициент ТПР_______________

Определение погрешности вычисления коэффициента преобразования ТПР по ТПУ

з_MFa = 7°>⁰⁸² • ( М² +    + АС ) + 0,08² ■ ( Д^² + ДРД +     ) • 10-⁶

8_UF=^A-4⁵MF^S^_a .

Подпись_______________________________

Дата_______________________

(обязательное)

Форма представления результата определения метрологических характеристик преобразователей расхода

Место проведения_______________________________________________________ПСП (НСП)________________________

ПР: Тип ___________Зав. № ТПР _______________Линия №________Принадлежит____________________

ПУ: Тип ________________Разряд:________ Зав. № _________________ Принадлежит_____________________

Рабочая жидкость ______________Вязкость мин___________сСт; макс_________сСт

Таблица 1 - Исходные данные

Таблица 2 - Результаты измерений

Таблица 3 - Результаты определения дополнительных метрологических характеристик в точках рабочего диапазона

Таблица 4 - Результаты определения дополнительных метрологических характеристик в поддиапазонах

Заключение: преобразователь расхода к дальнейшей эксплуатации_________________________

Подпись, фамилия, инициалы, лица проводившего определения дополнительных метрологических характеристик______________________

Дата «____» _____________ 20____г.

Приложение Е

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Наименование средства измерений:___________________________________________

Тип, изготовитель:__________________________________________________________________

Заводской номер:______________________________________________________________

Владелец:______________________________________________________________________

Наименование и адрес заказчика:_______________________________________________

Методика поверки:__________________________________________________________

Место проведения поверки:_____________________________________________________

Поверка выполнена с применением:__________________________________________________________________________

Указывают основное средство поверки СИКН в соответствии с п. 2.1.1.1 настоящей Методики

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

4.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН Таблица 3 - Результаты измерений и вычислений

Результат вычислений относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН установленным пределам:__________________(соответствует/не соответствует)

4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН Таблица 4 - Результаты измерений и вычислений

Результат вычислений относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН установленным пределам:__________________(соответствует/не соответствует)

Дата поверки должность лица, проводившего поверку                       подпись                          Ф.И.О.

26