Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ СИКН №565 ООО "РН-ПУРНЕФТЕГАЗ" ЦПС БАРСУКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ» (МП 36938-08)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ СИКН №565 ООО "РН-ПУРНЕФТЕГАЗ" ЦПС БАРСУКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Наименование

МП 36938-08

Обозначение документа

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) Федеральное бюджетное учреждение

«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»

(ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

1й ЦСМ»

Д.С. Передников 2020 г.

УТВЕРЖДАЮ

И.о. директора

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ СИКН № 565 ООО «PH-ПУ РНЕФТЕГАЗ» ЦИС БАРСУКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Методика поверки

Тюмень

2020

Разработана

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Начальник отдела МОП

Л.А. Каражова

Инженер по метрологии 2 категории

М.Е. Майоров

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 565 ООО «PH-Пурнефтегаз» ЦПС Барсуковского месторождения, заводской номер 565.

Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Интервал между поверками - 1 год.

В настоящем документе приняты следующие сокращения:

MX - метрологические характеристики;

ПО - программное обеспечение;

per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИ - средства измерений;

МНР - массовый преобразователь расхода;

ПУ - поверочная установка.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1 Внешний осмотр (6.1).

  • 1.2 Опробование (6.2).

  • 1.3 Поверка средств измерений, находящихся в составе СИКН (6.3.1).

  • 1.4 Определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти (6.3.2).

2 Средства поверки
  • 2.1 Для определения относительной погрешности измерения массового расхода нефти на месте эксплуатации применяются следующие средства поверки:

    • 2.1.1 Поверочная установка с диапазоном воспроизведения значений объемного расхода, соответствующим диапазону измерений поверяемого расходомера, в том числе трубопоршневая поверочная установка (рабочий эталон 1-го или 2-го разряда согласно государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости, утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 № 256).

  • 2.2 Средства измерений, входящие в состав СИКН. поверяются в соответствии с методиками поверки указанными в таблице 2.

3 Требования безопасности
  • 3.1 При организации и производстве работ по поверке СИКН необходимо выполнять требования безопасности, изложенные в следующих документах:

    • 3.1.1 Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101 «Об утверждении Федеральных норма и правил в области промышленной безопасности» ;

    • 3.1.2 ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

    • 3.1.3 Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и другие законодательные акты по охране окружающей среды, действующие на территории РФ;

    • 3.1.4 Эксплуатационные документы средств измерений, входящих в состав СИКН;

    • 3.1.5 Эксплуатационные документы на средства поверки и вспомогательное оборудование;

    • 3.1.6 Инструкция ООО «PH-Пурнефтегаз» по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 565;

    • 3.1.7 Методики поверки СИ. входящих в состав СИКН.

4 Условия поверки
  • 4.1 Условия проведения поверки должны соответствовать требованиям, установленным в методиках поверки на СИ, входящих в состав СИКН.

5 Подготовка к поверке
  • 5.1 Подготовка СИКН к проведению поверки производится в соответствии с требованиями документов:

  • - Инструкция ООО «PH-Пурнефтегаз» по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 565;

  • - техническая документация изготовителей средств измерений, входящих в состав СИКН.

При подготовке к поверке соблюдают условия, установленные в методиках поверки СИ, входящих в состав СИКН.

  • 5.2 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:

  • - демонтаж средств измерений СИКН (при необходимости);

  • - установка и соединение с эталонными и вспомогательными СИ;

  • - проверяют заземление средств измерений, работающих под напряжением;

  • - проверяют герметичность (отсутствие протечек) системы;

  • - проводят установку нуля, конфигурирование сигналов (при необходимости);

  • - представители сдающей и принимающей сторон определяю способ (в первичном электронном преобразователе или в СОИ) и вид реализации градуировочной характеристики МПР.

6 Проведение поверки
  • 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

  • - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

  • - на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению:

  • - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

  • 6.2 Опробование

Опробование проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При опробовании проверяют работоспособность средств измерений СИКН без определения метрологических характеристик. Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН.

  • 6.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения.

    Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК-03 необходимо выполнить команды МЕНЮ—>ПРОСМОТР2—Ю СИСТЕМЕ.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

ИВК ИМЦ-03

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

352.02.01

Цифровой идентификатор ПО

14C5D41A

Другие идентификационные данные

CRC32

Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблице 1.

  • 6.3 Определение метрологических характеристик

    • 6.3.1 Поверка средств измерений, находящихся в составе СИКН

Определение погрешности СИ, входящих в состав СИКН. проводят в соответствии с НД. приведенными в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень НД на методики поверки СИ

Наименование СИ

Методика поверки

1

2

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF 400

«Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы Fisher-Rosemount. Методика поверки поверочной установкой «ВСР-М»

«Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы Fisher-Rosemount. Методика поверки»

Преобразователи измерительные 644

МИ 2470-2000 «ГСИ. Преобразователи измерительные 144, 244. 444, 644, 3144. 3244 MV к датчикам температуры с унифицированным выходным сигналом фирмы FISHER-ROSEMOUNT, США. Методика периодической поверки»

Термопреобразователи сопротивления платиновые 65

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»

Датчики давления Метран-150 модели 150 TG

МИ 4212-012-2006 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» 03.10.2006 г.

Датчики давления Метран-100

МИ 4212-012-2001     «Датчики     (измерительные

преобразователи) давления типа «Метран». Методика поверки»,     утвержденная     ФГУП «ВНИИМС»

03.12.2001 г.

Промышленный плотномер жидкости серии 7835

РД 50-294-81 «Методические указания. Плотномеры вибрационные. Методы и средства поверки»

Влагомеры нефти поточные

УДВН-1пм

МИ 2366-2005 «ГСИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН-ln. Методика поверки»

Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-03

МИ 2587-2005 «ГСИ. Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-03. Методика поверки»

Установка поверочная стационарная трубопоршневая Прувер С-500-0,05

МИ 1972-95   «Рекомендация.   ГСИ.   Установки

поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников»

Преобразователь расхода ультразвуковой Krohne Optisonic 3400

РТ-МП-5750-449-2019 «ГСИ. Расходомеры-счётчики ультразвуковые OPTISONIC 3400. Методика поверки» утвержденная ФБУ «Ростест-Москва» 12.08.2019 г.

Манометры МТИ

Манометры МТИф

МИ 2124-90       «Манометры.       вакуумметры,

мановакуумметры,      напоромеры,      тягомеры,

тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

Манометры показывающие для точных измерений МПТИ

5Ш0.283.421 МП   «Манометры,   вакуумметры   и

мановакуумметры   показывающие   для   точных

измерений МПТИ, ВГГГИ и МВПТИ. Методика поверки».     утвержденная     ФГУП «ВНИИМС»

07.07.2011 г.

Продолжение таблицы 2

1

2

Термометры ртутные стеклянные лабораторные

ТЛ-4

ГОСТ 8.279-78 «ГСП. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки»

Примечание - При использовании методик поверки, указанных в данной таблице, целесообразно проверить их действие в информационной системе общего пользования -на официальном сайте Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений. Если в методику поверки, на которую дана датированная ссылка, внесено изменение, то её применяют с учетом данного изменения в том случае, если действие методики распространяется на ранее выпущенные средства измерений приказом Росстандарта.

Результат поверки считают положительным, если средства измерений указанные в Таблице 2 поверены и результаты поверки оформлены в соответствии с вышеуказанными методиками. В случае положительного результата делают вывод о подтверждении соответствия СИКН установленным метрологическим требованиям и пригодности к дальнейшему применению с пределами допускаемой относительной погрешности измерения массы брутто нефти ± 0.25 %, массы нетто нефти ± 0.35 %. В случае невозможности проведения поверки счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion мод. CMF 400 по методике поверки, указанной в таблице 2, проводят определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти по п. 6.3.2 настоящей методики с оформлением протоколов по п. 7.2. В таком случае, определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти проводят для каждой измерительной линии с периодичностью не реже одного раза в год.

  • 6.3.2 Определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти

Определение относительной погрешности измерения массового расхода нефти проводят не менее чем в трех точках диапазона измерения массового расхода нефти (далее - точках расхода), включая минимальное и максимальное значение. В каждой точке расхода проводят не менее пяти измерений.

При заполнении протокола результаты измерений и вычислений округляют в соответствии с таблицей 3.

Таблица 3 - Точность представления результатов измерений и вычислений

Параметр

Единица измерений

Количество цифр после запятой

Количество значащих цифр

Массовый расход

т/ч

1

Объем

м'

6

Масса

т

6

Температура

°C

2

Давление

МПа

2

Плотность

кг/м'

2

Количество импульсов

имп

5

Интервал времени

с

2

Погрешность. СКО

%

3

Коэффициент преобразования

имп/т

5

Коэффициент коррекции

5

Градуировочный коэффициент

г/с/мкс

5

Коэффициент объемного расширения

1/°С

6

Примечание - Если количество цифр в целой части числа больше рекомендованного количества значащих цифр, то число округляют до целого.

Устанавливают выбранное значение массового расхода по показаниям МПР. Отклонение значения массового расхода от установленного значения в процессе поверки не должно превышать 2,5 %. Результаты измерений заносят в протокол.

  • 6.3.2.1 Массу рабочей жидкости, определенную с помощью ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Mnyji, т, вычисляют по формуле:

    Кф— 1+3 • at •( tnyjj 20)

    1цхПУр+ ^ВыхНУр

    (1)

(2) (3) (4)

P ВхПУр + P ВыхПУр

(5)

где Vo - вместимость калиброванного участка ТПУ при стандартных условиях, м3;

K(ji- коэффициент, учитывающий влияние температуры на вместимость ТПУ, для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

KPji - коэффициент, учитывающий влияние давления на вместимость ТПУ, для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

Рпп/i ~ плотность рабочей жидкости за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м';

CTLnyji- коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

СРЬПУр- коэффициент, учитывающий влияние давления на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

CTLnnjj- коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ПП для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б):

CPLnnjl- коэффициент, учитывающий влияние давления на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ПП для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

а, - коэффициент линейного расширения материала стенок калиброванного участка ТПУ, 1/°С;

nyji — среднее значение температуры рабочей жидкости в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода,

hixnyji^выхпур - температура рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода. °C;

Pnyji ~ среднее значение избыточного давления рабочей жидкости в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

Рвхпур, Рвыхпур ~ давление рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ. мм;

Е - толщина стенок калиброванного участка ТГ1У. мм;

S - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ, МПа.

  • 6.3.2.2 Массовый расход рабочей жидкости через массомер за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Q,, , т/ч, вычисляют по формуле:

Сл=Д?^-3600                        (6)

1 jl

где Mnyji - масса рабочей жидкости, определенная с помощью ГПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

Тjj - время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, с.

  • 6.3.2.3 Массовый расход рабочей жидкости через массомер в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Q . т/ч, вычисляют по формуле:

Q,=^T~                        (7)

"j

где nl - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

  • 6.3.2.4 Нижний и верхний предел рабочего диапазона измерений массового расхода Qmin > Qmax , т/ч. ВЫЧИСЛЯЮТ ПО формулам:

Qmin=min(Q/)                               (8)

Qmax=max(Qj)

(9)

  • 6.3.2.5 Массу рабочей жидкости, определенную за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода М/( , т. вычисляют по формуле:

(Ю)

где Njj - количество импульсов от МПР за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, имп;

КПм - коэффициент преобразования МПР. имп/т.

  • 6.3.2.6 Традуировочный коэффициент МГ1Р в рабочем диапазоне массового расхода Км , г/м/мкс, вычисляют по формуле:

    т

    nf

(11)

(12) (13)

где KMj - среднее значение градуировочного коэффициента МГ1Р в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/м/мкс;

m - количество точек рабочего диапазона измерений массового расхода;

КМ;, - значение градуировочного коэффициента МПР для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/м/мкс;

КМуст ~ градуировочный коэффициент, установленный в массомере на момент проведения поверки, г/м/мкс.

  • 6.3.2.7 Оценка СКО результатов измерений в поверяемых точках

СКО результатов измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода S, , %, вычисляют по формуле:

п

(14)

Проверяют выполнение следующего условия:

(15)

При выполнении данного условия продолжают обработку результатов измерений.

При невыполнении условия (15) выявляют наличие промахов в полученных результатах вычислений. Выявленный промах исключают и устраняют причины, обусловливающие невыполнение условия (15) и повторно проводят измерения.

  • 6.3.2.8 Границу неисключенной систематической погрешности в рабочем диапазоне измерений расхода, 0, %, вычисляют по формулам:

    (16)

    (17)

    ?тйх=тах(Д,)

    (18)

    РпПпйп ПИП I Pjj)

    (19)

    (20)

    @А=тах

    •100

    (21)

    ®ивк ^ивк

    (22)

    (23)

    f л      ^rdon' Q min'

    Q хтт

    (24)

    At=max[(traax-tn),(tn-tmjn)]

    (25)

    ®МР=^’^Рдоп’А Р

    (26)

    Л.Р=тах[(Ртт-Р„),(Р„-Р„1„)]

    (27)

где   0уО - граница суммарной неисключенной систематической погрешности

ТПУ, %;

©vo~ граница неисключенной систематической погрешности определения среднего значения вместимости ТПУ, %;

0, - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью преобразователей температуры при измерениях температуры рабочей жидкости в ТПУ и ПП, %;

0/(- граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью ПП, %;

0Д- граница неисключенной систематической   погрешности,

обусловленной аппроксимацией градуировочной характеристики МПР в рабочем диапазоне массового расхода, %;

~ граница неисключенной систематической   погрешности,

обусловленной погрешностью ИВК, %;

дивк ~ пределы допустимой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования МПР ИВК, %;

0Z -   граница   неисключенной    систематической    погрешности,

обусловленной нестабильностью нуля МПР, %;

0М( - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения температуры рабочей жидкости в условиях эксплуатации МПР от температуры рабочей жидкости при поверке, %;

0МР - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения давления рабочей жидкости в условиях эксплуатации МПР от давления рабочей жидкости при поверке, %; Ртах- максимальное значение коэффициента объемного расширения рабочей жидкости за время поверки, 1/°С;

/3/( - коэффициент объемного расширения рабочей жидкости для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, 1/°С (Приложение В);

At//y- пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователей температуры, установленных в ТПУ, °C (Приложение Д);

пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователя температуры, установленного около ПП, °C (Приложение Д);

Арпп ~ пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП. кг/м3;

Pnrimin~ минимальное значение плотности рабочей жидкости за время поверки, кг/м3;

Pnnji ~ плотность рабочей жидкости за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м3;

ZS - стабильность нуля МПР. т/ч;

Qmin - нижний предел рабочего диапазона измерений массового расхода СИКН, т/ч;

д[доп - значение дополнительной погрешности, обусловленной отклонением температуры нефти при эксплуатации МПР от температуры нефти при поверке, %/ °C;

Qhmi ~ номинальное значение массового расхода рабочего диапазона измерений, т/ч;

Д t - максимальное отклонение температуры нефти при эксплуатации МПР от температуры нефти при поверке, °C;

tn - среднее значение температуры нефти при поверке (среднее значение температуры нефти в ТПУ), °C;

[тт>^тах - нижний и верхний предел рабочего диапазона температур нефти при эксплуатации МПР, °C;

дрдоп ~ значение дополнительной погрешности МПР, обусловленной отклонением давления нефти при эксплуатации МПР от давления нефти при поверке, %/ 0,1 МПа;

ДР- максимальное отклонение давления нефти при эксплуатации МПР от давления нефти при поверке. МПа;

Рп - среднее значение давления нефти при поверке (среднее значение давление нефти в ГПУ), МПа.

  • 6.3.2.9 СКО среднего значения результатов измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода SOj, %. вычисляют по формуле:

(28)

  • 6.3.2.10 Границу случайной погрешности в рабочем диапазоне измерений массового расхода при доверительной вероятности Р=0,95 вычисляют по формулам:

(29) (30)

где Ej - граница случайной погрешности в j-ой точке рабочего диапазона, %;

fо,95; ~ квантиль распределения Стьюдента для количества измерений п1 в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Г).

  • 6.3.2.11 СКО среднего значения результатов измерения в рабочем диапазоне измерений массового расхода принимают равным значению СКО среднего значения результатов измерения в точке рабочего диапазона измерений массового расхода с максимальным значением границы случайной погрешности.

  • 6.3.2.12 Границу относительной погрешности в рабочем диапазоне измерений массового расхода 5. %. определяют по формулам:

е если §-<0,8

К Sy если 0,8 <§-<8

(31)

IX Е+ 0

So+S0

(32)

(33)

(34)

где К - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и неисключенной систематической погрешностей;

Sv - суммарное СКО результата измерений, %;

S0 - СКО суммы неисключенных систематических погрешностей. %.

  • 6.3.2.13 Результат считают положительным, если значение относительной погрешности измерения массового расхода нефти не превышает ± 0,25 %.

Если данные условия не выполняются, то рекомендуется:

  • - увеличить количество измерений в точках рабочего диапазона измерений массового расхода;

  • - уменьшить рабочий диапазон измерений массового расхода;

  • - установить коррекцию массомера по давлению (при отсутствии коррекции).

При повторном невыполнении данных условий поверку прекращают.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 Результаты поверки СИ, входящих в состав СИКН, оформляют в соответствии с требованиями соответствующих разделов нормативных документов по поверке, приведенных в таблице 2.

  • 7.2 Результаты определения относительной погрешности массового расхода оформляют в виде протоколов в соответствии приложением А. Допускается оформлять протоколы определения относительной погрешности массового расхода с использованием ИВК обеспечивающего формирование протоколов поверки МПР по МИ 3189-2009.

  • 7.3 Если результат поверки положителен, на СИКН оформляется свидетельство о поверке в соответствии с приложением 1 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815. На обратной стороне свидетельства указываются следующие данные:

  • - диапазон расходов по СИКН;

  • - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти;

  • - пределы допускаемой относительной погрешности измерений масса нетто нефти.

  • 7.4 Если результат поверки отрицательный, СИКН к эксплуатации не допускается, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с приложением 2 к Порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола определения относительной погрешности измерения массового расхода нефти

Протокол №

Место проведения_________________. ИЛ №______________________

МПР_____________________________, зав. №______________________

ТПУ_____________________________. зав. №______________________

ПП_______________________________, зав. №_______________________

ИВК_____________________________, зав. №______________________

Рабочая жидкость___________________

Таблица А.1 - Исходные данные

Детекторы

Vo, м3

D. мм

S, мм

Е, МПа

а,. °C'1

®£0, %

0VO, %

1

2

л

3

4

5

6

7

8

Продолжение таблицы А. 1

At-гпу, °C

Atnn, °C

Арпп, кг/м3

бивк, %

Кпм, имп/

т

Кмуст, г/с/

МКС

MFycr

Qhom, т/ч

9

10

11

12

13

14

15

16

Окончание таблицы А. 1

ZS, т/ч

Зс»,,. %/°с

бРдоп, %/0Л МПа

t„i„, °C

t„,ax, °C

Рmin, МПа

Рmax, МПа

17

18

19

20

21

22

23

Таблица А.2 - Результаты измерений и вычислений

№точ/ №изм

Qji, т/ч

Детекторы

Tjj, С

tmyji, °C

Pmyji,

МПа

Pnnji, °C

tnilji, °C

1

2

3

4

5

6

7

8

1/1

• • •

• • •

• • •

• ••

...

1 /П1

• • •

• • •

• • •

...

т/1

• • •

• • •

• • *

• ••

• ••

т/пт

Окончание таблицы А.2

№точ/ №изм

Pnnji, МПа

Йи. °С-‘

Nji, имп

Mnyji, т

Mji,T

K-Mji, г/м/мкс

1

9

10

И

12

13

14

1/1

• • •

• • •

• • •

...

• ••

1/П|

...

• • •

• > •

...

• ••

...

111/1

...

• • •

• ••

...

ш/Пщ

Таблица А.З - Результаты поверки в точках рабочего диапазона

№ точ.

Qj, т/ч

кМ1. г/м/мкс

П]

Sj5 %

Soj, %

to,95j

£j, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1

• • •

• ••

• • •

• ••

• ••

m

Таблица А.4 - Результаты поверки в рабочем диапазоне

Qniin, Т/Ч

Qmax, т/ч

Км, г/м/мкс

So, %

е, %

©А, %

0z, %

Op, %

1

2

3

4

5

6

7

8

Подпись лица, проводившего поверку' _______________/__________________

подпись                 И.О. Фамилия

Дата проведения поверки «_____»_____________20___г.

Приложение Б

Определение коэффициентов CTL и CPL

Определение коэффициента CTL

Значение коэффициента определяют по формулам:

CTL. учитывающего влияние температуры на объем нефти

CTL = exp[-cz15-А Г-( 1+0,8-tz15-At)]

(Б.1)

613,97226

(Б.2)

«15-     2

Р15

At=t-15

(Б.З)

где р15 - значение плотности нефти при 15 °C и 0 МПа. кг/м3;

t - значение температуры нефти, °C;

«15 - значение коэффициента объемного расширения нефти при 15 °C и 0 МПа, 1/°С;

Определение коэффициента CPL

Значение коэффициента CPL, учитывающего влияние давления на объем нефти определяют по формулам:

CPL= i-bp-10                          (Б'4)

b=ехр (-1,62080+0,00021592-1 + 0-87°96'10

+ 4,2092-10_3ТН0-4

Р15

(Б.5)

Р15

где Р - значение избыточного давления нефти. МПа.

Определение плотности нефти при стандартных условиях

Значение плотности нефти при 15 °C и 0 МПа, pis, кг/м' определяют методом последовательного приближения.

  • 1) Определяют значения CTLnn и CPLnn, принимая значение pis равным значению рпп.

  • 2) Определяют значения pis. кг/м3:

Р\5~ гтт .грт                              ф.о)

где рпп - значение плотности нефти в ПП, кг/м3;

CTLnn - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для t и pi5;

CPLnn - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для t, Р и pis;

  • 3) Определяют значения CTLnn и CPLnn, принимая значение р!5 равным значению, полученному по формуле (Б.6).

  • 4) Определяют значение р|5, кг/м3 по формуле (Б.6):

  • 5) Аналогично пунктам 3 и 4, определяют значения CTLnn, CPLnn и pi5 для i-ro цикла вычислений и проверяют выполнение условия:

|Pis(irAs(i-i)|«0,001                                (Б.7)

где pi5(i), Pi5(i-i) - значения pi5, определенные, соответственно, за последний и предпоследний цикл вычислений, кг/м'.

Процесс вычисления продолжают до выполнения условия (Б.7). За значение р)5 принимают последнее значение pis(i).

Приложение В

Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости нефти

Коэффициент сжимаемости у,, 1/МПа. рассчитывают по формуле:

/ ,        А аааа,ГАП 0,87096 10й, 4,2092-Г10\ ,„-з

у = ехр (-1,620804- 0,00021592 • t+—----5-----+ ----2-----) • 10          (В. 1)

Р15

где t - температура нефти. °C; pis - плотность нефти при температуре 15 °C, 1/°С.

Коэффициент объёмного расширения рассчитывают по формуле:

Д=Д5+1,6-^5-(1-15)

где - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре /, 1/°С; р15 - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре 15 °C, 1/°С. рассчитываемый по формуле:

/?,5=613’!723                                 (В.З)

Р15

Значение плотности нефти при температуре t, °C, и избыточном давлении Р, МПа. рассчитывают по формуле:

_Pis-exp{-015-(t-15)-[l+O,8 A5-(t-15)])

Мр-             1-у,Р                           <В'4)

Значение плотности нефти при 15 °C находят методом последовательных приближений, используя итерационный метод «прямых подстановок» по следующему алгоритму:

Измеренное значение плотности подставляют в формулы (В.1) и (В.З) вместо значения плотности нефти при 15 °C и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости в первом приближении.

  • 1. Измеренное значение плотности и вычисленные в первом приближении коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости подставляют в формулу (В.4) и определяют значение плотности нефти при 15 °C в первом приближении.

  • 2. Значение плотности нефти при 15 °C, вычисленное в первом приближении, подставляют в формулы (В.1) и (В.З) и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости во втором приближении.

  • 3. Расчет плотности нефти при 15 °C продолжают до тех пор, пока его значение не перестанет изменяться более чем на 0.01 кг/м3. За результат определения плотности нефти при 15 °C принимают значение, полученное в последнем приближении.

Приложение Г

Определение значений квантиля распределения Стьюдента и коэффициента Z(P)

Значение квантиля распределения Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95 в зависимости от количества измерений и определяют из таблицы Г.1.

Таблица Г.1 - Значение квантиля распределения Стьюдента t(P.n) при Р = 0,95

/7-1

5

6

7

8

9

10

И

12

13

2,571

2,447

2,365

2,306

2,262

2,228

2,203

2,179

2.162

Продолжение таблицы Г.1

/7-1

14

15

16

17

18

19

20

tp.n

2,145

2,132

2,120

2,110

2,101

2,093

2,086

Значение коэффициента Z(P) в зависимости от величины соотношения 0z/Sauon определяют из таблицы Г.2.

Таблица Г.2 - Значение коэффициента Z(P) при Р = 0,95

0z/S^„

0,5

0,75

1

2

3

4

5

6

7

8

2Р)

0,81

0,77

0,74

0,71

0,73

0,76

0,78

0,79

0.80

0.81

Окончание таблицы А.4

0t, %

tn, °C

©Mt, %

Pn,°C

©MP, %

©,%

6, %

9

10

11

12

13

14

15

(годен, не годен)

Заключение:_________________

Приложение Д

Определение пределов допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры в условиях эксплуатации СИКН

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры в условиях эксплуатации СИКН определяют по формуле:

At = \&tTC+At ип+(Д-0 где   A trc    - пределы допускаемой абсолютной погрешности

термопреобразователя сопротивления, °C;

Atnn - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного преобразователя, °C;

At.10n - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерительного преобразователя, °C.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного преобразователя определяют по формуле:

Д гип=Д t^+0,01- у'"" •( tm„ - tm/„)                        (Д.2)

где          - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности

цифрового сигнала измерительного преобразователя, °C;

УооУ/ ~ пределы допускаемой основной приведенной погрешности цифро-аналогового преобразования. % от интервала измерений;

tmin, tmax - минимальное и максимальное значения температуры, на которые настроен измерительный преобразователь. °C.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерительного преобразователя определяют по формуле:

Atdon=At^-rnax[20-tS;tZ-20]+0,01-)4^-(tmflx-tmin)-niax[20-tS;tZ-20]     (Д-З)

где Atatn ~ пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности цифрового сигнала от изменения температуры окружающей среды. °С/1 °C;

- минимальное и максимальное значения температуры окружающей среды. °C;

Удоп1 ~ пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности цифрового сигнала от изменения температуры окружающей среды, % от интервала измерений/1 °C.

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель