Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП «КРАСНОДАРСКИЙ» АО «ЧЕРНОМОРТРАНСНЕФТЬ» » (ΜΠ 0342-14-2015 )

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»

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 462 НА ПСП «КРАСНОДАРСКИЙ» АО «ЧЕРНОМОРТРАНСНЕФТЬ» Методика поверки

МП 0342-14-2015

с изменением № 1

Казань

2020

Изменение № 1 утверждено ВНИИР - филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 30 апреля 2020 г.

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 462 на ПСП «Краснодарский» АО «Черномортранснефть» (далее - СИКН), заводской № 01, и устанавливает методику периодической (первичной) поверки при эксплуатации, а также после ремонта.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Если очередной срок поверки измерительного компонента наступает до очередного срока поверки СИКН, или появилась необходимость проведения внеочередной поверки измерительного компонента, то поверяется только этот измерительный компонент, при этом внеочередную поверку СИКН не проводят.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

• 1. Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

Если при проведении какой-либо операции поверки получен отрицательный результат, дальнейшую поверку не проводят.

1 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 2. Средства поверки

  • 2.1 Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная с верхним пределом диапазона расхода 550 м³/ч (далее - ТПУ), пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 37248-08.

• 2.2 Преобразователь плотности (далее - ПП) поточный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м³.

• 2.3 Измерительные преобразователи избыточного давления с унифицированным токовым выходным сигналом (далее - ДД) с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %.

• 2.4 Датчики температуры (далее - ДТ) с пределами допускаемой абсолютной погрешности комплекта не более ±0,2 °C.

• 2.5 Секундомер с пределами допускаемой абсолютной погрешностью ±1 с.

• 2.5 (Введен дополнительно, Изм. № 1)

• 2.6 Система обработки информации (СОИ) с пределами допускаемой относительной погрешности вычисления коэффициента преобразования не более ±0,025 %.

• 2.7 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.

• 2.7 (Введен дополнительно, Изм. № 1)

• 3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовой кодекс Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральные нормы и правила 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»), Руководство 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;

• - в области пожарной безопасности - Федеральный закон 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 -Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральный закон 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.

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

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

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

Абзацы 2, 6 (Исключены, Изм. № 1)

Абзац 3 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 4 Условия поверки

  • 4.1 Поверку СИКН проводят на месте эксплуатации 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.

Показатели качества нефти при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

условиях, соответствующих приложению Б, к данной методике поверки.

• 4.2 (Введен дополнительно, Изм. № 1)

• 5 Подготовка к поверке

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

Проверяют наличие у средств поверки знаков поверки и(или) свидетельств о поверке, свидетельств об аттестации.

Перед началом определения относительной погрешности ИК массового расхода при комплектной поверке выполняют подготовительные работы в соответствии с приложением Б, к данной методике поверки.

• 5 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 6 Проведение поверки

  • 6.1 Проверка комплектности технической документации.

Проверяется наличие эксплуатационно-технической документации на СИКН и измерительные компоненты, входящие в ее состав.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

• 6.2.1 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI 6000 (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

• - включить питание, если питание было выключено;

• - дождаться после включения питания появления на дисплее меню;

• - на клавиатуре, расположенной на передней панели ИВК, нажать последовательно кнопки «Status» и «Enter»;

• - в появившемся на дисплее меню, используя кнопку «|», перейти к пунктам «Revision №», «Checksum», отображающих информацию о ПО.

• 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «Rate» АРМ оператора У УН» проводят в соответствии с руководством пользователя в следующей последовательности:

• - в верхней центральной части экрана монитора АРМ оператора СИКН, нажать на вкладку «Версия»;

• - на экране появится диалоговое окно «О программе» с информацией о наименовании и версии ПО;

• - для отображения информации о контрольной сумме ПО в диалоговом окне, используя мышь-манипулятор, нажать на клавишу «Получить данные по библиотеке».

Полученные результаты идентификации ПО СИКН должны соответствовать данным, указанным в описании типа на СИКН.

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 идентификационные данные ПО СИКН.

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

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

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

Результаты внешнего осмотра считают положительными, если выполняются вышеперечисленные требования.

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 Проверяют действие и взаимодействие компонентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, следующим образом:

• - проверяют наличие электропитания на компонентах СИКН и средствах поверки;

• - проверяют наличие связи между первичными преобразователями, вторичной аппаратурой и ИВК, ИВК и АРМ оператора СИКН путем визуального контроля меняющихся значений измеряемых величин на дисплее компьютера АРМ оператора;

• - используя принтер компьютера АРМ оператора СИКН, распечатывают пробные протоколы определения относительной погрешности ИК массового расхода нефти.

• 6.4.2 Опробование счетчика-расходомера массового Micro Motion модели CMF (далее -СРМ), входящего в состав ИК массового расхода, проводят в соответствии с приложением Б, к данной методике поверки.

• 6.4.3 Проверяют герметичность СИКН.

Визуальным осмотром проверяют отсутствие утечек нефти на элементах и компонентах

При обнаружении следов нефти поверку прекращают и принимают меры по устранению утечки.

• 6.4.4 Результаты опробования считают положительными, если выполняются условия

• 6.4 в полном объеме.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

• 6.5.1 Проводят проверку наличия у СИ (кроме СРМ), являющихся измерительными компонентами входящими в состав СИКН, действующих знаков поверки и (или) свидетельств о поверке, и (или) записей в паспортах (формулярах), заверенных подписью поверителя и знаком поверки. Перечень измерительных компонентов, входящих в состав СИКН, приведен в описании типа СИКН.

Входящие в состав СИКН 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.

Примечания:

• 1. Показывающие средства измерений температуры и давления должны быть поверены в соответствии с методиками поверки, установленными при их утверждении типа.

• 2. Проверку согласно 6.5.1 проводят для СИ, фактически установленных на момент поверки СИНК.

Результат проверки считают положительным, если измерительные компоненты имеют действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре), заверенную подписью поверителя, и знаком поверки.

6.5.1а Определение относительной погрешности ИК массового расхода нефти

При проведении определения относительной погрешности ИК массового расхода нефти определение метрологических характеристик и обработку результатов измерений проводят в соответствии с приложением Б, к данной методике поверки.

Определение относительной погрешности ИК массового расхода нефти выполняют для каждого ИК массового расхода нефти.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН При получении положительных результатов поверки согласно 6.1-6.4, 6.5.1, 6.5.1а

настоящей методики поверки, относительная погрешность измерений массы брутто нефти не превышает установленные пределы ±0,25 %.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти дт_н, %, вычисляют по формуле

где dm - относительная погрешность измерений массы брутто нефти, %

АИд/.в~ абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %,

определяется по формуле

Rm.b - воспроизводимость метода измерений массовой доли воды в нефти в соответствии с ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», %;

гм.в ~ повторяемость метода измерений массовой доли воды в нефти в соответствии с ГОСТ 2477, %;

А 0^/7 - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, определяется по формуле

a_W _ _± у1^Кмп ~   * ^гм.п

^тум.п~                 ¹

&м.п - воспроизводимость метода измерений механических примесей в нефти в соответствии с ГОСТ 6370-2018 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей», %;

гм.п - сходимость метода измерений механических примесей в нефти в соответствии с ГОСТ 6370, %;

АИКкс - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, определяется по формуле

Л№_{х с} = ±0,1 •                 ,                                     ₍₄₎

р -42 гизм ^х

Rx.c ~ воспроизводимость метода определения массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» (принимают равной удвоенному значению сходимости г а: с), мг/дм^J;

г хс ~ сходимость метода определения массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534, мг/дм³;

ИТ/.в- массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории по ГОСТ 2477, %;

И^г.с- массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная по формуле

■                                                    (5)

<Рх.с ~ массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории по ГОСТ 21534 (метод А);

- плотность нефти при условиях измерений, фхс, кг/м³;

№м.п - массовая доля механических примесей в нефти, определенная в лаборатории по ГОСТ 6370, %.

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

• 6.5.3 (Измененная редакция, Изм. № 1)

• 7 Оформление результатов поверки

  • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке 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 (далее - порядок проведения поверки).

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Результаты поверки СИКН оформляют протоколом поверки согласно Приложению А. При оформлении протокола средствами вычислительной техники и вручную допускается форму протокола представлять в измененном виде.

Согласно эксплуатационной документации в АРМ оператора заносят значения градуировочной характеристики каждого СРМ.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН, а также на пломбы, установленные на контровочных проволоках на корпусе и шпильках соединений СРМ, в соответствии с МИ 3002-2006 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Измерительные компоненты являются автономными измерительными блоками, заводские номера которых приводятся в Приложении с соответствующей отметкой в свидетельстве о поверке.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки выписывают извещение о непригодности к применению СИКН в соответствии с порядком проведения поверки.

• 7.2 (Измененная редакция, Изм. № 1)

Приложение А

(рекомендуемое)

Стр. _ из

Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Наименование средства измерений:_______________________________

Тип, модель, изготовитель:_________________________________________

Заводской номер:________________________________________________

Владелец:_________________________________________________________

Наименование и адрес заказчика:__________________________________

Методика поверки:_____________________________________________

Место проведения поверки:______________________________________

Поверка выполнена с применением:_____________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды:_______________________________

Атмосферное давление:_________________________________________

Относительная влажность:________________________________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

А.1 Проверка комплектности технической документации:_____________________(соответствует/не соответствует 6.1)

А.2 Подтверждение соответствия ПО:________________________________________(соответствует/не соответствует 6.2)

А.З Внешний осмотр: _________________________________________________________ (соответствует/не соответствует 6.3)

А.4 Опробование:________________________________________________________________ (соответствует/не соответствует 6.4)

Приложение А

(продолжение)

Стр. _ из _

А.5 Определение метрологических характеристик

А.5.1 Проверка результатов поверки измерительных компонентов, входящих в состав СИКН

Измерительные компоненты, входящих в состав СИКН, действующие знаки поверки и (или) свидетельства о поверки, и (или) запись в паспортах (формулярах) ______________________ (имеют/ нс имеют)

А.5.2 Определение относительной погрешности ИК массового расхода нефти

Зав. №_________________

Зав. №________________

Разряд______ Дата поверки_____________

Дата поверки_____________

Стр. _ из

Таблица А.2 - Результаты измерений и вычислений

Приложение Л

(окончание)

Стр. _ из

Таблица А.4 - Результаты вычислений

Относительная погрешность ИК массового расхода нефти (с контрольно-резервным/рабочим СРМ) установленным в 6.5.1а пределам___

(соответствует/не соответствует)

Дата:_______

А.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы брутто (нетто) нефти СИКН

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти СИКН установленным в 6.5.2 пределам__________________________

(соответствует/не соответствует)

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти СИКН установленным в 6.5.3 пределам___________________________

(соответствует/не соответствует)

Приложение Б

(обязательное)

Методика определения относительной погрешности ИК массового расхода нефти

Определение относительной погрешности ИК массового расхода нефти соответствует алгоритму, приведенному в МИ 3151-2008 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности».

Б.1 Условия определения относительной погрешности ИК массового расхода нефти Определение относительной погрешности ИК массового расхода нефти (комплектным способом) проводят при следующих условиях:

Б. 1.1 Работы проводят на месте эксплуатации (сенсор совместно с первичным электронным преобразователем (далее - ПЭП)) в рабочем диапазоне расхода (далее - рабочий диапазон).

Рабочий диапазон для СРМ определяет владелец СИКН и оформляет в виде справки произвольной формы перед каждой поверкой СИКН. Справку, согласованную принимающей и сдающей сторонами, владелец представляет представителю сервисной организации и поверителю.

Примечания

Рабочий диапазон СРМ, используемого в качестве контрольного, должен охватить рабочие диапазоны каждого из рабочих СРМ.

В случае изменения в интервале между поверками нижнего предела рабочего диапазона в сторону уменьшения или верхнего предела в сторону увеличения от установленных значений (или и то, и другое одновременно) СРМ подлежит внеочередной поверке.

Б. 1.2 ТПУ допускается устанавливать, как до поверяемого СРМ по потоку нефти, так и после него.

Б. 1.3 Изменение температуры нефти в ПП и на входе и выходе ТПУ за время измерения не должно превышать 0,2 °C.

Б. 1.4 Отклонение массового расхода нефти от установленного значения в процессе определения относительной погрешности ИК массового расхода не должно превышать 2,5 %.

Б. 1.5 Температура, влажность окружающей среды и физико-химические показатели нефти соответствуют условиям эксплуатации СИКН.

Б. 1.6 Содержания свободного газа в нефти не допускают.

Б. 1.7 Избыточное давление нефти в конце технологической схемы рекомендуется устанавливать не менее 0,3 МПа.

Б. 1.8 Требуемую величину расхода устанавливают с помощью регулятора расхода, установленного в конце технологической схемы по потоку нефти.

Б.2 Подготовка к определению относительной погрешности ИК массового расхода

Перед началом определения относительной погрешности ИК массового расхода нефти при комплектной поверке выполняют следующие подготовительные работы:

Б.2.1 При первичной поверке после ремонта, после замены сенсора или ПЭП, используя соответствующие коммуникатор или программное обеспечение, проводят конфигурирование ПЭП и сенсора в соответствии с инструкцией по эксплуатации на ПЭП.

Б.2.2 Последовательно к СРМ подключают ТПУ и подготавливают технологическую схему к гидравлическим испытаниям и проверке на герметичность.

Б.2.3 Проверяют закрытое положение (при необходимости закрывают) дренажных и воздушных вентилей (кранов), установленных на технологических трубопроводах СИКН, ТПУ и блока измерений показателей качества (БИК).

Б.2.4 Устанавливают любое значение расхода в пределах рабочего диапазона, в технологической схеме создают максимальное рабочее давление, которое может быть при проведении работ. Результат испытаний на герметичность считают положительным, если в течение 10 минут после создания давления не наблюдается течи нефти через фланцевые соединения, через сальники технологических задвижек (шаровых кранов), дренажных и воздушных вентилей (кранов).

Б.2.5 Проверяют отсутствие протечек нефти через запорные органы задвижек (шаровых кранов), дренажных и воздушных вентилей (кранов) при их закрытом положении. В случае отсутствия возможности проверки герметичности запорных органов задвижек, вентилей (кранов) или при установлении наличия протечек, во фланцевые соединения устанавливают металлические заглушки.

Б.2.6 Проводят проверку герметичности (отсутствия протечек нефти) узла переключения направления потока нефти (четырехходового крана) согласно эксплуатационной документации ТПУ. Для двунаправленных ТПУ проверку проводят в обоих направлениях движения шарового поршня.

Б.2.7 Проверяют отсутствие воздуха (газа) в технологической схеме. При любом значении расхода (в рабочем диапазоне) проводят несколько пусков поршня ТПУ. Открывая воздушные вентили, установленные на ТПУ, на верхних точках технологической схемы, в БИК, проверяют наличие воздуха (газа), при необходимости воздух (газ) выпускают. Считают, что воздух (газ) в технологической схеме отсутствует, если из вентилей вытекает струя нефти без пузырьков воздуха (газа).

Б.2.8 Контролируют стабилизацию температуры нефти в технологической схеме, для чего при любом расходе проводят несколько последовательных пусков шарового поршня ТПУ. Температуру считают стабильной, если за один проход поршня изменение температуры не превышает ±0,2 °C.

Б.2.9 Подготавливают средства поверки к ведению работ согласно инструкциям по их эксплуатации.

Б.2.10 При первичной поверке (при вводе СРМ в эксплуатацию) проводят операции по Б.2.10.1, Б.2.10.2.

Б.2.10.1 Выполняют конфигурирование импульсного выхода ПЭП СРМ, используя коммуникатор или соответствующее программное обеспечение в память ПЭП вводят максимальное значение диапазона расхода, установленного заводом-изготовителем для поверяемого СРМ      (т/ч), и значение частоты f (Гц), условно соответствующее    .

Принимают

(Б.1)

где       ~ максимальная выходная частота СРМ согласно техническому описанию, Гц;

^_ максимальная входная частота СОИ, Гц.

Примечание - При конфигурировании вместо допускается использовать максимальное значение рабочего диапазона.

Б.2.10.2 В память СОИ вводят значение коэффициента преобразования СРМ по импульсному выходу (КГ_конф, имп/т), определяют по формуле

KF

^^Гконф           ’

«Лпах

где f и £?_max - согласно Б. 10.1 с учетом примечания (при необходимости).

Б. 10.3 Выполняют конфигурирование каналов измерений температуры, давления, плотности СОИ.

Б.2.11 При очередной (внеочередных) поверках с использованием СОИ проверяют выполнение условий, изложенных в Б.2.10.1, Б.2.10.2.

Б.2.12 Проводят установку нуля СРМ согласно заводской (фирменной) инструкции по эксплуатации.

Б.2.13 Вводят в СОИ исходные данные согласно протоколу (Таблица А.1, приложение А) или проверяют достоверность и правильность ранее введенных исходных данных.

Б.З Опробование

Опробование СРМ, входящего в состав ИК массового расхода нефти, проводят совместно со средствами поверки.

Б.3.1 Проверяют индикацию на дисплее СОИ или на мониторе компьютера АРМ оператора текущих значений:

• - плотности нефти, измеряемой ПП (кг/м³);

• -  температуры (°C) и давления (МПа) нефти в ТПУ, в ПП, измеряемых соответствующими ДТ и ДД.

Б.З.2 Устанавливают любое значение расхода в пределах рабочего диапазона СРМ, запускают шаровой поршень ТПУ и проводят пробное измерение.

При прохождении шаровым поршнем детектора «старт» в СОИ начинается отсчет нарастающих значений:

• - количества импульсов, генерируемых СРМ (имп);

• - времени прохождения поршнем калиброванного участка ТПУ (с).

При прохождении поршнем детектора «стоп» в СОИ отсчет нарастающих значений перечисленных параметров прекращается.

Примечание - При использовании двунаправленной ТПУ СОИ отсчитывает нарастающие значения параметров, перечисленных, за периоды прохождения поршнем калиброванного участка ТПУ в прямом и обратном направлениях. В этом случае СОИ не отсчитывает значения перечисленных параметров за период времени от момента прохождения поршнем детектора в прямом направлении до момента прохождения этого же детектора в обратном направлении после переключения направления потока.

Б.4 Определение метрологических характеристик

Б.4.1 Метрологические характеристики (MX) СРМ определяют при крайних значениях расхода рабочего диапазона и значениях, установленных с интервалом 25-30 % от максимального расхода рабочего диапазона.

Допускается определение MX проводить в трех точках рабочего диапазона: при минимальном (&п,_л), среднем [0,5 • (Q_min + Q_max)l и максимальном (О_тах) значениях расхода (т/ч).

Требуемые значения расхода устанавливают, начиная от в сторону увеличения или от Q_max в сторону уменьшения.

Б.4.2 Устанавливают требуемый расход Qj (т/ч).

Б.4.2.1 После установления расхода запускают поршень, измеряют время прохождения поршня по калиброванному участку ТПУ и вычисляют значение расхода в у-й точке расхода Qrnyij (т/ч) по формуле

где V™* - вместимость калиброванного участка ТПУ приведенная к рабочим условиям в ТПУ, имеющим место при i - м измерении при установлении расхода ву - й точке, м³;

T_tJ - время прохождения поршнем калиброванного участка ТПУ в j - й точке расхода, с;

Pnpij- плотность нефти, измеренная ПП, приведенная к рабочим условиям в ТПУ, имеющим место при i - м измерении при установлении расхода ву - й точке, кг/м^л.

Б.4.2.2 Проверяют выполнение условия

Б.4.2.3 В случае невыполнения условия (Б.4) корректируют расход.

Примечание - Установление требуемого поверочного расхода в каждойу-й точке и контроль его значения допускается проводить в соответствии с приложением В.

Б.4.3 После стабилизации расхода и температуры нефти в у-й точке расхода проводят серию измерений, последовательно запуская поршень ТПУ.

Количество измерений в каждойу-й точке расхода и₇ не менее пяти.

Б.4.4 Для каждого /-го измерения в каждой у-й точке расхода регистрируют (отсчитывают) и записывают в протокол поверки (приложение А):

• - время прохождения поршнем калиброванного участка ТПУ (Ту, с);

• - значение массового расхода (£2у, т/ч);

Примечание - Расход Q_tJ измеряют поверяемым СРМ или вычисляют его значение, используя формулу (Б.З).

• - количество импульсов, выдаваемое поверяемым СРМ за время одного измерения, (У7,имп);

- значения температуры (/у  , °C) и давления (P,j , МПа) в ТПУ;

-тпу ~^^тпу

Примечание - Значения t_tJ и г у вычисляют по формуле

a=0,5-(a„ + a,^),                              (Б.5)

• -                                              ~ТПУ        —ТПУ

где tz - среднее арифметическое значение параметра (/_у  ,°С или P,j , МПа);

^авх^{и а}вых ' значения параметров (температуры и давления), измеренные соответствующими измерительными компонентами, установленными на входе и выходе ТПУ, °C, МПа;

• - значение плотности нефти, измеренное ПП (р™ ,кг/м³);

• - значения температуры и давления нефти в ПП (t™¹, °C и Р”^п, МПа соответственно).

Б.5 Обработка результатов измерений

Б.5.1 Определение параметров ГХ СРМ.

Б.5.1.1 Для каждого /-го измерения ву-й точке расхода вычисляют значение массы нефти (Mf, т), используя результаты измерений (ТПУ и ПП), по формуле

где V⁷™ - вместимость калиброванного участка ТПУ, приведенная к рабочим условиям (температуре и давлению нефти) в ТПУ при /-м измерении ву-й точке расхода, м³ по Б.5.1.2;

p™j - плотность нефти, измеренная ПП и приведенная к рабочим условиям в ТПУ при /-м измерении ву-й точке расхода, кг/м³, по Б.5.1. 3.

Б.5.1.2 Значение У_п⁷™ вычисляют по формуле

= V™-р+за,            ₊                      (Б.7)

где а,- коэффициент линейного расширения материала стенок ТПУ, °C'¹ (из таблицы Г.1 приложения Г);

Е - модуль упругости материала стенок ТПУ, МПа (из таблицы Г. 1 приложения Г);

D и 5 - диаметр и толщина стенок калиброванного участка ТПУ соответственно, мм (из эксплуатационной документации на ТПУ).

Б.5.1.3 Значение p™_tJ вычисляют по формуле

PZ = Р"" ■ I' +              )] [’ ⁺    • [Р.Г - Р"" Ж             (Б-8)

где р_жч - коэффициент объемного расширения (°C¹) нефти, значение которого определяют по реализованным в СОИ или АРМ оператора алгоритмам, разработанным согласно:

Р 50.2.076-2010 «ГСП. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программы и таблицы приведения для нефти;

/   " коэффициент сжимаемости (МПа'¹) нефти, значение которого определяют по реализованным в СОИ или АРМ оператора алгоритмам, разработанным согласно:

Р 50.2.076-2010 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программы и таблицы приведения для нефти.

Б.5.1.4 Массу нефти, измеренную СРМ, входящего в состав ИК массового расхода, за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Д₇, т), вычисляют по формуле где N*™ - количество импульсов, выдаваемое поверяемым СРМ в /-м измерения в у-й точке за время одного измерения, (имп).

Б.5.1.5 Дальнейшую обработку результатов измерений проводят по Б.5.2.

Б.5.2 ГХ реализуют в СОИ

Б.5.2.1 Для каждого /-го измерения в у-й точке расхода вычисляют значение коэффициента преобразования (KF_tJ, имп./т), по формуле

ДГ-МАС

KF„=-±—.                               (Б.10)

Б.5.2.2 Вычисляют среднее значение коэффициента преобразования для у-й точки расхода (KF_}, имп/т) по формуле

где и - количество измерений в у-й точке;

m - количество точек.

Б.5.2.4 Проверяют выполнение условия

С.< 0,03 %.

Б.5.2.4 В случае невыполнения условия (Б. 13) в какой-либо точке расхода дальнейшую обработку результатов измерений прекращают, выясняют и устраняют причины, вызвавшие невыполнение условия (Б. 13). Повторно проводят операции по Б.4.1 - Б.4.4, Б.5.1 - Б.5.2.4.

При выполнении условия (Б. 13) проводят дальнейшую обработку результатов измерений.

Б.5.3 Определение погрешностей

Б.5.3.1 Определение случайной составляющей погрешности.

Случайную составляющую погрешности СРМ (е, %) определяют по формуле

е =t₍p.n)-^S^’                          (Ь-14)

где Г(р, _п) - квантиль распределения Стьюдента (коэффициент, зависящий от доверительной вероятности Р = 0,95 и количества измерений и (п = Ln_y), значение которого определяют из таблицы Д.1 приложения Д).

Б.5.3.2 Определение систематической составляющей погрешности Систематическую составляющую погрешности СРМ (0_х , %) определяют по формуле

Or = 1,1 ф_гт)²+(6_тУ+(0.)²+ (8™/ + ^ / +     .          (Б. 15)

где Ьтпу - пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ, % (из свидетельства о поверке);

5/7/7 - пределы допускаемой относительной погрешности поточного ПП, %, определяемая по Б.5.3.2.1;

6, - дополнительная составляющая систематической погрешности, обусловленная погрешностью измерений температуры, %, определяемая по Б.5.3.2.2;

8^СОИ - пределы допускаемой относительной погрешности СОИ при вычислении коэффициента преобразования, % (из свидетельства о поверке);

0^, " составляющая систематической погрешности, обусловленная аппроксимацией ГХ СРМ в рабочем диапазоне расхода, %, определяемая по Б.5.3.2.3;

8"^ас - относительная погрешность стабильности нуля СРМ, определяемая по Б.5.3.6, %.

Б.5.3.2.1 Пределы допускаемой относительной погрешности поточного ПП (6/7/7, %), определяют по формуле

Р

(Б. 16)

где Дпп - абсолютная погрешность поточного ПП, кг/м³ (из свидетельства о поверке);

р - минимальное значение плотность нефти за время определения относительной погрешности ИК массового расхода нефти, кг/м³.

Б.5.3.2.2 Дополнительная составляющая систематической погрешности (#,, %) определяют по формуле

летах

где д/_г/7У и Д/_л/7 - пределы допускаемых абсолютных погрешностей ДТ (или термометров), используемых в процессе поверки для измерений температуры нефти в ТПУ и ПП, соответственно, °C (из действующих свидетельств о поверке).

Б.5.3.2.3    Составляющую систематической погрешности, обусловленную

аппроксимацией ГХ СРМ в диапазоне расхода (6*'_иап , %), определяют по формуле

диап

Б.5.3.2.4 Относительную погрешность стабильности нуля СРМ определяют по формуле

min хС max

где Q_min, Q_max - минимальное и максимальное значение расхода в рабочем диапазоне СРМ, т/ч;

ZS - значение стабильности нуля, т/ч (из описания типа СРМ).

Б.5.3.3 Определение относительной погрешности

Относительную погрешность СРМ (5, %) определяют по формуле

диап

где Z_{P) - коэффициент, зависящий от доверительной вероятности Р и величины соотношения 0_z /S^_n, значение которого берут из таблицы Д.2 приложения Д.

Б.5.3.4 Оценивание относительных погрешностей

Б.5.3.4.1 Оценивают значения относительных погрешностей ИК массового расхода нефти для чего проверяют выполнение условий:

- для ИК массового расхода в составе с СРМ, применяемым в качестве контрольного

- для ИК массового расхода в составе с СРМ, применяемым в качестве рабочего

|5| < 0,25 %.                                  (Б.22)

Если для СРМ, применяемого в качестве контрольного, не выполняется условие (Б.21) и для СРМ, применяемого в качестве рабочего, не выполняется условие (Б.22), то выясняют причины, устраняют их и проводят повторные операции согласно разделам Б.4 и Б.5.

Б.5.3.4.2 При невыполнении одного из условий по Б.5.3.4.1 рекомендуется:

• - увеличить количество измерений в точках расхода;

• - уменьшить рабочий диапазон СРМ.

При повторном невыполнении условий (Б.21, Б.22), определение относительной погрешности ИК массового расхода нефти прекращают.

Приложение Б (Введено дополнительно, Изм.№ 1)

Приложение В

(справочное) Установление и контроль значений расхода по результатам измерений СРМ

В.1 При выполнении операций по Б.4.2 регистрируют значение расхода, измеренное поверяемым СРМ Quaccj (т/ч).

В.2 Для каждой точки расхода вычисляют коэффициент коррекции расхода к~ по формуле

£? = | Q.uaccj Qinyj                                       zg | \

Qrnyj

где Q_rnyj - значение расхода, вычисленное по формуле (Б.З) Б.4.2.1, т/ч.

В.З Вычисляют скорректированное значение расхода Q_KOppj (т/ч) по формуле

Q.o_PPl = k°-Q_mi                              (В.2)

В.4 Для у-й точки устанавливают требуемый поверочный расход Q_KOpp j (т/ч) и контролируя его значение по результатам измерений СРМ.

Приложение В (Введено дополнительно, Изм.№ 1)

Приложение Г

(справочное)

Коэффициенты линейного расширения (a_t) и значения модуля упругости (Е) материала стенок ТПУ

Г. 1 Коэффициент линейного расширения и значение модуля упругости материала стенок ТПУ определяют из таблицы Г.1.

Таблица Г.1 - Коэффициенты линейного расширения и значения модуля упругости материала стенок ТПУ

Приложение Г (Введено дополнительно, Изм.№ 1)

Приложение Д

(справочное)

Определение значений квантиля распределения Стьюдента (/_{(Р я)}) и коэффициента ^z(p)

Д. 1 Значение квантиля распределения Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95 в зависимости от количества измерений п определяют из таблицы Д. 1 Таблица Д. 1 - Значения квантиля распределения Стьюдента (/₍p,„)) при Р = 0,95

Продолжение таблицы Д.1

Д.2 Значение коэффициента Z₍p) при Р = 0,95 в зависимости от величины соотношения Ov/S определяют из таблицы Д.2.

Таблица Д.2 - Значения коэффициента Z₍/>) при Р = 0.95

Приложение Д (Введено дополнительно, Изм.№ 1)

23