Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ No 89 ЦПС УПНГ УНП-1» (Код не указан!)

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»)

Д.С. Чередников

г.

директора по метрологии ЦСМ»

Государственная система обеспечения единства измерений

Методика поверки

Тюмень

2018

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Главный метролог

P.O. Сулейманов

Начальник отдела метрологического обеспечения производства

Л.А. Каражова

Инженер по метрологии

М.Е. Майоров

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 89 ЦПС УПНГ УНП-1 (далее - СИКН), заводской номер 89.

Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Интервал между поверками - 1 год.

В настоящем документе приняты следующие сокращения:

ИК - измерительный канал;

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;

МПР - 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 метрологических характеристик измерительного канала массового расхода нефти (6.3.2).

2 Средства поверки

• 2.1 Для определения метрологических характеристик измерительного канала массового расхода нефти СИКН 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 Росстандарта от 07.02.2018 № 256).

  • 2.1.2 Поточный плотномер с диапазоном измерения плотности, соответствующим диапазону плотности нефти и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м³.

  • 2.1.3 Измерительно-вычислительный комплекс с пределами допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования МПР ± 0,05 %

• 2.2 Другие 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 по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 89 ЦПС УПНГ УНП-1;

  • 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 по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 89 ЦПС УПНГ УНП-1;

• - 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).

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.

При проведении проверки идентификационных данных ПО проверяют соответствие идентификационных данных (контрольной суммы, номера версии и идентификационного наименования) ПО указанным в описании типа.

Для просмотра идентификационных данных ПО контроллера измерительного «FloBoss S600» необходимо нажать цифру 5 (system settings), затем цифру 7 (software version) далее нажатием вправо листать до страницы 11.

Для идентификации данных ПО автоматизированного рабочего места АРМ оператора «Cropos» необходимо войти в систему под сервисным инженером, свернуть все окна win+D и запустить на рабочем столе ярлык «проверка контрольной cyMMbi.dat».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

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

Продолжение таблицы 2

Результаты поверки считаются положительными, если средства измерений, указанные в таблице 2 имеют действующие свидетельства о поверке.

Средства измерений, не участвующие в определении массы нефти, или результаты измерений которых не влияют на погрешность измерений массы нефти, подлежат калибровке (или поверке в добровольном порядке) аккредитованными в области обеспечения единства измерений организациями в соответствии с действующими НД

канала

Определение MX ИК массового расхода нефти СИКН проводят в случае модели

илГПУ —х/ГПУ ПП ,_п-3

^ма ^=vnpji -Pnpji-IG                                     (1)

V_npjj - вместимость калиброванного участка ТПУ, приведенная к рабочим условиям, м³;

р„р_Р - плотность нефти, измеренная поточным ПП и приведенная к рабочим условиям ТПУ при i-м измерении в j-й точке расхода, кг/м³.

P^my.n vSr=vr-[l+3a,-(_t™^y-20)]-(l₊0,95^/)             (2)

V'"^y - вместимость калиброванного участка ТПУ при стандартных условиях (температура 20 °C и избыточное давление 0 МПа), м³; a_t - коэффициент линейного расширения материала стенок КП, 1/°С;

- среднее значение температуры нефти в ТПУ за время i-oro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, °C;

Р™^у - среднее значение избыточного давления нефти в ТПУ за время i-oro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ, мм;

S - толщина стенок калиброванного участка ТПУ, мм;

Е - модуль упругости материала стенок калиброванного участка ТПУ, МПа. ЛТлПн.о ( .ТПУ ,ПП\][_11а| / пГПУ Г)ПЛ\1 Pn_Pj,=Pji -li+PjAtji -tji )Н¹⁺уД^рл ~^pji

p'"¹ -плотность нефти за время i-oro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³;

Р_р - коэффициент объёмного расширения нефти, 1/°С (Приложение Б);

Yji - коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа (Приложение Б).

Значение массы нефти брутто за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Afji, т, снимают с монитора АРМ-оператора сикн.

Для каждого i-ro измерения в j-й точке расхода определяют значения массы рабочей жидкости, измеренное с помощью СИКН (М,₇):

⁽⁴⁾ где Njj - количество импульсов выдаваемое массомером при i-ом измерении в j-й точке диапазона измерений массового расхода, имп;

КРконф- коэффициент преобразования по импульсному выходу, имп/т. Определяют коэффициент коррекции измерения массы при i-ом измерении в j-й точке диапазона измерений массового расхода MF/

м^тпу

диап                                          ^Г'

где MF "™ - коэффициент коррекции измерений массы, установленный в МПР

по результатам поверки.

Вычисляют среднее арифметическое значение коэффициента коррекции в j-й то точке рабочего диапазона измерений массового расхода MFp

(6) где nj - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

С КО результатов измерений в рабочем диапазоне измерений массового расхода sZ ,                   ______________

Проверяют выполнение условия:

Sauan <0,03                                        (8)

При выполнении данного условия продолжают обработку результатов измерений. При невыполнении условия (8) дальнейшую обработку результатов прекращают, выясняют и устраняют причины. Повторно проводят измерения.

Границу неисключенной систематической погрешности СИКН в рабочем диапазоне измерений массового расхода вычисляют по формулам:

— 1,1 * V &ТПУ ⁺ ^ПП + $ + ⁺ &MF⁺ домас

где бгпу - пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ, %;

бпп - пределы допускаемой относительной погрешности ПП, %, определяют по формуле:

(10)

где Ann - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м³;

Рпп min - минимальное значение плотности нефти за время проведения поверки, кг/м³;

0,  - составляющая систематической погрешности, обусловленная

погрешностью измерения температуры, %, определяют по формуле:

Ф ^— Рж max' >/А^П7У ⁺ Д   * 100                             (1 1)

где р_ж щах - максимальное значение коэффициента сжимаемости нефти, 1/°С;

At-my, Atnn - пределы допускаемой абсолютной погрешности датчиков температуры, используемых для измерения температуры нефти в ТПУ и ПП, соответственно, °C (Приложение Г);

6к - пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при вычислении К-фактора массомера, %;

0mf - составляющая систематической погрешности, вызванная усреднением коэффициента коррекции в рабочем диапазоне, %, определяют по формуле:

3. если

Результаты определения MX каналов массового расхода оформляют в виде протоколов в соответствии приложением А. Допускается оформлять протоколы определения MX каналов массового расхода с использованием ИВК обеспечивающего формирование протоколов поверки МПР по МИ 3151-2008.

7 Оформление результатов поверки

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

• 7.2 Результаты определения MX каналов массового расхода оформляют в виде протоколов в соответствии приложением А. Допускается оформлять протоколы определения MX каналов массового расхода с использованием ИВК обеспечивающего формирование протоколов поверки МПР по МИ 3151-2008.

• 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.

• 7.5 Примечание - при документально оформленном плановом выводе из эксплуатации измерительных линий СИКН (консервация, капитальный ремонт и т.д.) допускается оформление положительного результата поверки СИКН в ограниченной комплектности.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола метрологических характеристик измерительного канала массового расхода нефти

Протокол №___

Место проведения_________________, ИЛ №______________________

СРМ_____________________________, зав. №______________________

ТПУ______________________________, зав. №_______________________

ПП________________________________, зав. №________________________

ИВК_____________________________, зав. №______________________

Рабочая жидкость___________________

Таблица А.1 - Исходные данные

Окончание таблицы А.1

Таблица А.2 - Результаты измерений и вычислений

Окончание таблицы А.2

Таблица А.З - Результаты поверки в точках рабочего диапазона

Заключение: ПК к дальнейшей эксплуатации _________________

(годен, не годен)

Подпись лица, проводившего поверку

Дата проведения поверки «_____»___

Приложение Б

Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости нефти

где t - температура нефти, °C;

pis - плотность нефти при температуре 15 °C, 1/°С.

(Б.2)

где Pi - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре Z, 1/°С;

315 - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре 15 °C, 1/°С, рассчитываемый по формуле:

_/Р _ 613,9723 Р15~    2

Р15

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

_p_lsexp(-ft₅-(t-15)-[l+0,8As-(t-15)]]                _/г

Р(Р -------------------------------- (^ЬЛ)

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

Измеренное значение плотности подставляют в формулы (Б.1) и (Б.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 (Б.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 (Б.1) и (Б.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 В

Определение значений квантиля распределения Стьюдента и коэффициента Z(P)

Значение квантиля распределения Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0.95 в зависимости от количества измерений п определяют из таблицы Б.1.

Продолжение таблицы В.1

Значение коэффициента Z_(P) в зависимости от величины соотношения 0r/S;^_n определяют из таблицы Б.2.

Таблица В.2 - Значение коэффициента Z_(P) при Р = 0.95

Приложение Г

Определение пределов допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры в условиях эксплуатации СИКН

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

At = \ A t_rc+A t_wn+Д t_don                          (Г.1)

где Atic - пределы допускаемой абсолютной погрешности термопреобразователя сопротивления, °C;

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

At_aon - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерительного преобразователя, °C.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного преобразователя определяют по формуле:

А Г_ИП=Д t^+0,01 •     •( _tm(K - t_mto)                      (Г.2)

где          - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности

цифрового сигнала измерительного преобразователя, °C;

Уосн ~ 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:

Atdo_n = AtS'max[20-C;t^oZ-20]+0.01-y^-(t_ma,-t_mi„)-max[20-tZ;tS-20] (Г.З) где At*,„ - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности цифрового сигнала от изменения температуры окружающей среды, °С/1 °C;

.окр .окр

^[тт>^[тм ~ минимальное и максимальное значения температуры окружающей среды, °C;

ЦДЛ                              „                   «               «

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